en un momento en el que una gran mayoría de los analistas...

Estimado lector:

En un momento en el que una gran mayoría de los analistas económicos coincide en que la probabilidad de recuperación es, a corto plazo, ciertamente reducida, el establecimiento de un sistema energético seguro, predecible jurídicamente, que ofrezca confianza a los inversores, que permita cumplir con los compromisos internacionales de nuestro país sobre sostenibilidad y que sea capaz de hacer posible, al mismo tiempo, la salud económica de las compañías productoras y la competitividad de nuestro tejido empresarial, es a la vez una ineludible responsabilidad y una buena oportunidad para nuestra sociedad. Con el objeto de contribuir positivamente en este proceso, el Consejo Editorial de Cuadernos de Energía se complace en poner en manos de sus lectores la edición número 29 de la colección, en la que podrán encontrar opiniones realistas y cualificadas sobre el difícil presente de la energía y su deseado feliz futuro.

D. Claudio Aranzadi, Socio de Enerma Consultores y ex Ministro de Industria, nos ofrece sus reflexiones sobre el mix de generación de energía eléctrica en España, que debe incorporar de manera continuada mayores aportaciones de energías renovables, y ello sin perder la robustez y fiabilidad del sistema eléctrico y la producción de energía económicamente competitiva.

Existe coincidencia generalizada en considerar al ahorro y a la eficiencia energética como los instrumentos más eficaces para el cumplimien-to de los objetivos a los que nos hemos comprometido en el plano internacional. D. Ignacio Casajús López, Jefe de Control de Operaciones de GRUPO CLH, describe recientes iniciativas de ahorro y eficiencia utilizadas en la logística de hidrocarburos líquidos.

D. Enrique Doheijo, Senior Manager de Deloitte, nos informa de la metodología aplicable al sobre-equipamiento de las instalaciones de energía eólica, una de las tecnologías renovables más avanzadas en su curva de aprendizaje.

Por su parte, D. Iñaki Garay Zabala, Director de Redacción de Expansión, comparte con los lectores sus “Viernes de Infarto”, conjunto de sensaciones que le producen sus expectativas sobre las decisiones que toma cada viernes el Consejo de Ministros en materia de energía, ya sean relativas al régimen jurídico y económico de la energías renovables, a las derivadas del tan mencionado “Pacto de la Energía”, o sobre otros asuntos de interés coyuntural.

Dña. Rocío Millán, Responsable del Plan de Telegestión de Endesa, nos proporciona conocimiento sobre las enormes posibilidades de las redes inteligentes como nuevo canal de comunicación, aspecto éste no siempre utilizado en la descripción de las aportaciones de las citadas redes.

La ausencia durante los últimos años de situaciones de disrupción del suministro de petróleo no ha implicado que las instituciones inter-nacionales, que velan por la seguridad de la disponibilidad de productos petrolíferos, hayan bajado la guardia ante aquella posibilidad. D. Pedro Miras Salamanca, Director de Petróleo de la CNE y Presidente del Standing Group on Emergency Questions (SEQ) de la Agencia Internacional de la Energía, efectúa una análisis sobre el futuro de las reservas estratégicas de petróleo y los protocolos de emergencia aplicables.

D. Fernando Pombo García, Presidente y Socio Fundador de Gómez Acebo y Pombo, ha estudiado en profundidad la importancia del conocimiento sobre el derecho de la energía en la práctica profesional internacional, y ello también para un conjunto de profesionales de formación no jurídica.

La liquidación del régimen económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y las garantías de cobro establecidas para los diferentes conceptos, son objeto de estudio por Dña. María Teresa Martín y D. Marcos Posada de J&A Garrigues S.L.P.

D. Alberto Toca, Consejero Delegado de Repsol- Gas Natural L.N.G. Stream, efectúa un análisis de las características y evolución de los principales mercados de GNL, en un momento en el que las incidencias que afectan a la utilización de dicho producto para la generación de energía eléctrica, llenan las páginas de actualidad de los principales diarios de información general y económica.

Durante los últimos años, instituciones diversas han priorizado la orientación ecológica de los problemas energéticos sobre otras considera-ciones. Mr. Joseph A. Stanislaw, Consejero Senior Independiente de Energía y Sostenibilidad de Deloitte LLP, estudia este asunto en relación con la creación de puestos sostenibles de trabajo, en el marco de una estrategia energética a largo plazo.

Finalmente, el Consejo Editorial de Cuadernos de Energía les presenta el discurso de ingreso del pasado 22 de abril de 2010 en la Real Academia de Ciencia y Artes de Barcelona de D. Mariano Marzo. El discurso tiene por título “El Suministro Global del Petróleo. Retos e Incertidumbres”, y supone una muy notable aportación al conocimiento de la situación actual y del futuro previsible en cuanto a reservas de petróleo y posibilidades de su utilización se refiere.

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Índice

El mix de generación eléctrica en España. Claudio Aranzadi. Socio de Enerma Consultores y ex – Ministro de IndustriaConferencia de clausura del Curso Superior de Negocio Energético. Club Español de la Energía 5

Ahorro y eficiencia energética en la logística de hidrocarburos líquidosIgnacio Casajús López. Jefe de Control de Operaciones. Grupo CLH 11

Energía eólica: Metodología de sobre-equipamientoEnrique Doheijo. Senior Manager, Deloitte. 16

Viernes de infartoIñaki Garay Zabala. Director de Redacción de Expansión 23

Redes inteligentes: un nuevo canal de comunicaciónRocío Millán. Responsable del Plan de Telegestión de ENDESA 25

El futuro de las reservas estrategicas de petróleo y de los protocolos de emergenciaPedro Miras Salamanca. Director de Petróleo. Comisión Nacional de Energía Vocal de la Corporación de Reservas Estrategicas.Presidente del Grupo SEQ (Standard Group on Emergency Questions) de la Agencia Internacional de la Energía 29

El Derecho de la Energía en la práctica profesional internacionalPresidente y Socio Fundador, Gomez Acebo y Pombo 35

La liquidación del régimen económico previsto para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y las garantías de cobro establecidas para los diferentes conceptosMarcos Posada Rodríguez y Mª Teresa Martín Alarcón. J&A Garrigues, S.L.P. 38

Características y evolución de los principales mercados de GNLAlberto Toca. Consejero Delegado de Repsol-Gas Natural LNG Stream 50

Energía Limpia 1.0. Más allá del enfoque ecológico: creación de puestos de trabajo sostenibles y una estrategia energética a largo plazoJoseph A. Stanislaw. Consejero Senior Independiente Energía y Sostenibilidad. Deloitte LLP 61


El mix de generación eléctrica en España

Las reflexiones y el debate en torno al mix de generación eléctrica están de

plena actualidad. Numerosos análisis sobre la evolución de este mix a largo plazo (con el horizonte en 2.020 o 2.030) han visto la luz recientemente. En muchos casos, han sido instituciones privadas las que han ela-borado escenarios a largo plazo de la evolu-ción del mix de generación. Pero también lo ha hecho el Ministerio de Industria, lo que confiere a esos escenarios un cierto carác-ter de instrumento de la política energética. No pretendo en esta conferencia comentar la información cuantitativa ofrecida en los distintos escenarios; me limitaré a exponer unas reflexiones de carácter cualitativo so-bre las implicaciones y el significado que, sobre todo en el ámbito regulatorio, tiene el profundo cambio en el mix de generación eléctrica a largo plazo en nuestro país y en el conjunto de la Unión Europea.

Lo primero que cabe preguntarse es el sig-nificado de todos esos ejercicios analíticos ¿Son previsiones o prescripciones? ¿Se está realizando una prospectiva a largo plazo in-

Claudio AranzadiSocio de Enerma Consultores y ex – Ministro de IndustriaConferencia de clausura del Curso Superior de Negocio EnergéticoClub Español de la Energía

tentando anticipar el mapa del parque de generación que se prevé para 2.020/2.030 y que sería el resultado de las decisiones de los agentes económicos (empresas ge-neradoras) en función de las señales de los mercados eléctricos? ¿O se está propo-niendo una estructura del parque de gene-ración considerada óptima en función de determinados objetivos?. En sistemas eléc-tricos liberalizados como son los europeos (al menos, en teoría) la respuesta debería seguir una vía intermedia. Estos escenarios serían previsiones a largo plazo que tienen en cuenta las restricciones impuestas por la política energética.

Como es bien conocido, la política energé-tica en la Unión Europea se ha fijado tres grandes objetivos (competitividad, seguri-dad, sostenibilidad) entre los que existe un claro “trade-off”, al menos entre el objetivo de competitividad y los objetivos de seguri-dad y sostenibilidad; mayores cotas de se-guridad y sostenibilidad implican un mayor coste y, por tanto, una menor competitivi-dad. La manera más simple de obviar este

dilema es, probablemente, reformular la po-lítica energética comunitaria definiendo un objetivo (la competitividad, cuya métrica se-ría la minimización del coste del suministro energético) y dos restricciones. La primera restricción estaría asociada al requerimiento de “seguridad” del abastecimiento energé-tico: reducción de la dependencia exterior, diversificación por tecnologías, combusti-bles y origen geográfico de estos últimos y exigencias específicas de seguridad de los sistemas eléctricos como las relativas a la garantía de un nivel razonable de fiabilidad del sistema. La segunda restricción reflejaría el imperativo de “sostenibilidad” medioam-biental que, en el caso del sector eléctrico, se focaliza esencialmente en la corrección a la baja de las emisiones de CO2. El respeto de las restricciones (seguridad, sostenibili-dad) implica mayores costes del suministro energético, tanto más elevados cuanto más constrictivas sean las restricciones.

El factor que la Unión Europea considera esencial para promover la competitividad (minimización de los costes) en el sector

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eléctrico es la consolidación del mercado interior en el sector. Para ello, la Directiva 2.009/72 prescribe un marco institucional con segmentos de actividad considerados monopolio natural (transporte, distribución, operación del sistema) que son regulados como tales, pero también con otros seg-mentos de actividad (generación, comer-cialización) que pueden y deben operar en mercados competitivos. Es precisamente a la existencia de mercados mayoristas y minoristas de energía eléctrica suficiente-mente competitivos a la que se le atribuye la principal contribución a la mejora de la competitividad de los sectores eléctricos europeos.

La propia Directiva de mercado interior es-tablece, sin embargo, restricciones al “libre” funcionamiento de los mercados. En primer lugar, habilita la actuación del operador del sistema (u otra instancia centralizada) para garantizar la fiabilidad del sistema (en apli-cación del requerimiento de “seguridad”). En segundo lugar, fija la prioridad en el des-pacho para la oferta con energías renova-bles. En tercer lugar, permite la imposición del uso de combustibles autóctonos hasta un 15% de la energía primaria utilizada en la producción eléctrica. En cuarto lugar, es-tablece restricciones en el funcionamiento del mercado al por menor: la posibilidad de articular un suministro y tarifa de último recurso en aplicación del imperativo de “servicio universal” y una tarifa social como aplicación de la exigencia de protección a los consumidores vulnerables.

Pero, en todo caso, la Directiva 2.009/72 consagra un modelo de sector eléctrico en el que la decisión sobre las inversiones en nueva capacidad de generación (tanto su volumen como su mix) corresponde a las empresas generadoras en función de sus anticipaciones sobre el perfil a medio-largo plazo de los precios en el mercado mayoris-

ta de energía eléctrica y en los mercados de servicios complementarios. La principal jus-tificación de la liberalización de los sistemas eléctricos ha residido, precisamente, en la expectativa de que la libre decisión de los generadores en función de los precios de mercado supondría un ahorro significativo de costes en el programa inversor en nueva capacidad de generación y trasladaría los riesgos tecnológicos y de mercado desde el consumidor a las empresas generadoras. Con este planteamiento, parece claro que unos escenarios del mix de generación en el horizonte 2.020/2.030 no podrían ser más que una previsión de lo que las em-presas generadoras van a decidir sobre el volumen y el mix de la nueva capacidad de generación.

Es evidente, sin embargo, que la realidad de los nuevos sectores eléctricos liberaliza-dos difiere sensiblemente de este modelo “ideal”. En primer lugar, los precios del mer-cado al por mayor de energía eléctrica (y los precios en los mercados de servicios com-plementarios) no han sido, en general, una señal suficiente para inducir un programa inversor en nueva capacidad de generación que garantizase a largo plazo un aceptable “standard” de fiabilidad del sistema. Para paliar este problema se han diseñado distin-tos mecanismos en los diferentes sistemas eléctricos (pagos de capacidad, mercados de capacidad, etc.) dirigidos a procurar una “retribución suplementaria” que permitiese recuperar el denominado “missing money”. Incluso en aquellos sistemas caracterizados por la existencia de “energy only markets” (donde no existen retribuciones específi-cas a la capacidad o a la disponibilidad de la misma), el marco normativo permite al operador del sistema (u otra instancia cen-tralizada) la adopción de iniciativas para ga-rantizar en última instancia la fiabilidad del sistema (en forma de contratos bilaterales a medio plazo, subastas de nueva capacidad

e incluso inversiones directas) que repre-sentan un “complemento” de los merca-dos mayoristas y los mercados de servicios complementarios. Es curioso constatar que el diseño de mecanismos dirigidos a esta-blecer una “retribución suplementaria” que permita afrontar el problema del “missing money” y, así, recuperar la totalidad de los costes de generación, supone reintroducir en el mercado, “por la puerta de atrás”, la lógica de la regulación de un monopolio na-tural (fijación de una retribución que permi-ta recuperar el coste incurrido o un coste de “referencia” como ocurre en los sistemas de “benchmarking” o de “price cap”).

En segundo lugar, la aplicación de la política energética de la U.E. y en concreto los obje-tivos 20/20/20 para 2.020 suponen el es-tablecimiento de restricciones “exógenas” a los mercados en la fijación del mix de ge-neración. El requerimiento de un peso mí-nimo del 20% de energías renovables en el balance energético para 2.020, exige que la penetración de estas energías en la ge-neración eléctrica sea del orden del 40%. Esta es, sin duda, la restricción más impor-tante sobre el mix de generación eléctrica en 2.020. Por otro lado, ya se ha señalado que la propia Directiva 2.009/72 permite imponer otra significativa restricción en el mix de generación, justificada por el objeti-vo de autoabastecimiento: la utilización de recursos autóctonos hasta un 15% de la energía primaria utilizada para la generación eléctrica. También puede considerarse una restricción sobre el mix de generación, eléc-trica la limitación al desarrollo de la gene-ración con energía nuclear allí donde esta limitación existe. Por último, el mecanismo de “cap and trade” establecido en la U.E. para reducir las emisiones de CO2 repre-senta, también una restricción, aunque sea de efecto indirecto (a través del precio de los derechos de emisión de CO2), sobre el mix de generación.

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Cuadernos de Energía

En tercer lugar, aunque de forma menos clara, el mix de generación puede verse afectado por dos barreras estructurales de facto al desarrollo del mercado interior eléctrico europeo: la insuficiencia de infra-estructuras de conexión y la fragmentación regulatoria. La insuficiencia de interconexio-nes conduce a un mix de generación eu-ropeo claramente subóptimo; basta pensar, por ejemplo, en la imposibilidad de aprove-char plenamente el “pool” europeo de po-tencia “back up” para la generación con re-novables al que se podría acceder con una red europea verdaderamente integrada. Por otro lado, la fragmentación regulatoria que introduce restricciones específicas en cada estado miembro en función de sus parti-culares criterios de política energética (con una aplicación eventualmente diferente de los imperativos de seguridad y protección medioambiental) representa también un freno al acercamiento a un mix de genera-ción óptimo que se vería favorecido por un marco de regulación europeo homogéneo.

¿Qué efectos tendrá esta coexistencia de un marco de decisiones de inversión en nue-va capacidad de generación teóricamente libre y competitivo con una larga lista de restricciones sobre el mix de generación impuestas esencialmente por los impera-tivos de la política energética?. En primer lugar, el resultado será un mayor coste del suministro energético. Ya se ha seña-lado que el respeto a las restricciones de-rivadas de los imperativos de seguridad y protección medioambiental se traduce en un coste más elevado, tanto mayor cuanto más constrictivas sean las restricciones. En segundo lugar, las restricciones de política energética y medioambiental exigirán un profundo cambio tecnológico en todos los segmentos de actividad del sector eléctrico (generación, transporte, distribución y con-sumo final). En tercer lugar, será necesario acometer una significativa adaptación del

marco regulatorio para acomodar la convi-vencia del cúmulo de restricciones impues-tas por la política energética con el modelo de mercado al por mayor de energía eléc-trica que la Directiva de mercado interior impone. Estas “innovaciones regulatorias” no son meras reformas locales “ad-hoc” dirigidas a solucionar problemas puntua-les sino que van a implicar una profunda reorientación en el “convencional wisdom“ relativo al funcionamiento de los modelos eléctricos liberalizados.

Previsiblemente, el mix regulación-mercado se modificará sensiblemente y el peso de la regulación aumentará de forma notable. Las adaptaciones regulatorias afectarán, además, tanto a los segmentos de actividad considerados monopolio natural (trans-porte, distribución, operación del sistema) como al propio diseño institucional de los mercados al por mayor y a la aplicación de la política de la competencia en el sector eléctrico.

Sin duda alguna, la restricción de política energética que incide más decisivamente en el mix de generación eléctrica a largo plazo es el objetivo de alcanzar para 2.020 un mínimo del 20% de participación en el balance energético, lo que implica un peso de las energías renovables en la generación eléctrica del orden del 40%. El cumplimien-to de esta restricción lleva aparejado un importante sobrecoste del suministro eléc-trico (en relación a un mix de generación convencional), un gran reto tecnológico y la exigencia de cambios significativos en el marco regulatorio.

El coste medio de generación eléctrica con energías renovables (medido por el “le-velised cost of electricity”) es, en general, superior al coste medio de generación con tecnologías convencionales (gas, carbón, nuclear), aunque la generación con ener-

gía eólica “on-shore” (y, en algunos casos, “off-shore”) en emplazamientos de calidad (con un elevado “load-factor”) pueda ser competitiva en términos de coste.

Las estimaciones del coste medio de la generación convencional dependen de un amplio número de factores que además in-fluyen de una forma muy diferente en el coste de las distintas tecnologías (gas, car-bón, nuclear). La evolución esperada a me-dio-largo plazo del precio de los combusti-bles y de los derechos de emisión de CO2 (además del coste de la eventual utilización de la tecnología de captura y confinamiento de CO2) incide de manera pronunciada en el coste medio de generación con combus-

tibles fósiles (gas y carbón); la estimación del coste de inversión, el plazo de construc-ción y el coste de capital considerado son los factores de mayor impacto en el coste medio de generación con energía nuclear.

Las estimaciones de diferentes institucio-nes del coste medio de generación con-vencional lógicamente varían. Pero para un perfil a medio plazo de precios elevados de los combustibles fósiles (precios del gas de 8/10 $/mm Btu) en relación a su evolución histórica, un precio medio del CO2 del or-den de los 30 €/Tm, costes de inversión “overnight” para las centrales nucleares del orden de 4.000 $/Kw. y costes de capi-tal elevados (en el entorno del 10%), los costes medios de generación con energías convencionales pueden estimarse inclui-dos en una banda de 65/80 €/Mw.h. Por supuesto, puede anticiparse un entorno de escasez a medio-largo de los hidrocarbu-ros (en cuanto se recuperen crecimientos medios de la economía superiores a los de la crisis económica) que propicie un perfil mucho más elevado del precio de los hi-drocarburos (que arrastre además el precio del carbón). Pero, en todo caso, existe un límite superior a la elevación sostenida a



largo plazo del precio de los hidrocarbu-ros: el coste de extracción de petróleos no convencionales y de producción de com-bustibles líquidos con carbón, que fijaría un techo del orden de los 120$/barril para la media a largo plazo de los precios del petróleo, según la A.I.E.. El precio del CO2 es una magnitud que presenta elevadas in-certidumbres a medio y largo plazo si se atiende a la elevada volatilidad del precio en el mercado de derechos de emisión eu-ropeo y a la dificultad de predecir incluso el marco institucional global que será final-mente pactado para lograr los objetivos cli-máticos de Copenhague; dado el rigor de las exigencias de reducción del CO2 en el horizonte de la mitad del siglo que implica el compromiso de control de aumento de la temperatura global asumido en Copen-hague, parece razonable pensar que las presiones sobre el precio del CO2 tenderán a ser predominantemente alcistas. Más in-cierto aún es el coste de la utilización de la tecnología de captura y confinamiento del CO2, ya que no existe todavía ninguna ins-talación a escala comercial en plantas de generación eléctrica. También es posible un coste de inversión más alto y elevados pla-zos de construcción en los primeros reac-tores nucleares de 3ª Generación (como ha ocurrido en Olkiluoto 3, en Filandia); el efecto aprendizaje reducirá, sin embargo, previsiblemente, tanto los costes de inver-sión como los plazos de construcción de las nuevas centrales nucleares si se confirma el “renacimiento nuclear” en el mundo; por otro lado, paradójicamente, este “renaci-miento” puede provocar una inflación de costes asociada a la escasez de equipos hu-manos especializados y de determinados materiales específicos.

Incluso en la hipótesis de costes medios de generación convencional elevados, los costes medios de generación con renova-bles (medidos por el “levelised cost of elec-

tricity”), con la excepción de la generación con energía eólica (on-shore y off-shore) en buenos emplazamientos, serán signifi-cativamente más altos. Es cierto que la cur-va de aprendizaje en la generación eólica “off-shore” y sobre todo en la generación con energía solar presenta una aguda pen-diente, pero también es previsible el des-plazamiento en la curva de aprendizaje de la generación convencional con gas, carbón y, sobre todo, con tecnología nuclear de 3ª Generación. Por otro lado, en países como España con alto desarrollo de la generación con energía eólica “on-shore”, es previsible que las inversiones adicionales se realicen en emplazamientos de menor calidad (más bajo “load-factor”) y, por tanto, con mayores costes medios de generación; además, la elevada pendiente de nuestra plataforma continental exigirá inversiones elevadas en el desarrollo del parque eólico “off-shore” lo que también implica costes de generación más elevados.

El sobrecoste de la incorporación de las energías renovables a la generación eléctri-ca no se reduce a su mayor coste de gene-ración en relación con el de la generación convencional. Existen, además, costes “in-directos” soportados por el sistema eléctri-co asociados a las inversiones específicas necesarias para “integrar” una generación variable y de limitada predictibilidad sin me-noscabo de la fiabilidad del sistema (mayor exigencia de servicios de ajuste y necesidad de potencia de “back-up”). También puede considerarse un sobrecoste la explotación no óptima de la potencia gestionable y la posible existencia de “vertidos”. Por último, la necesidad de acomodar una generación más dispersa geográficamente exigirá una arquitectura de la red de transporte más costosa e, igualmente, supondrá un mayor coste el necesario desarrollo de “redes in-teligentes” (más intensivas en tecnologías de control y comunicación) en el transpor-

te y la distribución; aunque es cierto que no todo este sobrecoste es imputable a la integración de las energías renovables ya que estas “nuevas” redes tendrán efectos externos muy positivos sobre el conjunto del sistema (mayores interconexiones, ma-yores posibilidades de gestión de la deman-da, etc.).

La generación eléctrica con energías reno-vables supone, por tanto, un coste medio de generación más elevado que el de la ge-neración convencional (con excepciones), un coste variable prácticamente nulo (para la energía eólica y solar), variabilidad y li-mitada predictibilidad, posibles ineficiencias en la explotación del parque de generación, nueva arquitectura de las redes y mayor so-fisticación tecnológica de las mismas, etc. Todo ello requerirá sustanciales modifica-ciones del marco regulatorio.

En un mercado al por mayor de energía eléctrica competitivo los precios tenderán a converger en el largo plazo hacia el menor coste medio de generación de un nuevo entrante. Teniendo en cuenta la minimiza-ción del riesgo por efecto de la diversifica-ción, este coste medio de un nuevo entran-te se correspondería con el coste medio de generación de un “portfolio” de generación convencional (gas, carbón, nuclear). En la medida en que la generación con energías renovables presenta un coste medio de generación superior, su entrada en el sis-tema no tendría lugar en condiciones de mercado. Es necesario, por tanto, estable-cer una regulación específica que permita obtener a la generación con energías reno-vables una “retribución complementaria” (diferente para cada tecnología renovable, dadas las diferencias de sus costes medios de generación). Los mecanismos utilizados son muy variados: el establecimiento de un sobreprecio (en forma de tarifa o de prima sobre el precio de mercado), exigencia de

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cantidades mínimas fijadas por las autori-dades energéticas de las que deriva un sobreprecio (subastas, certificados verdes, exigencia de un “portfolio” de tecnologías renovables) o establecimiento de un “tax credit” (a la producción o la inversión). Las decisiones de inversión, por tanto, no de-penden (o sólo lo hacen parcialmente) de la anticipación de los precios en el mercado al por mayor, sino que requieren incentivos específicos fijados por el regulador.

El establecimiento de un marco regulatorio específico que incluya el mecanismo de in-centivos para inducir la entrada de la gene-ración eléctrica con energías renovables no es la única adaptación regulatoria que exige una elevada penetración de energías reno-vables en la generación. La gestión de la fia-bilidad del sistema deberá modificarse para acomodar una generación variable y no totalmente predecible: tanto los servicios de ajuste como los incentivos a la firmeza y suficiencia (garantía de capacidad dispo-nible) deberán adecuarse a la integración masiva de energías renovables. También la regulación de las redes (transporte y dis-tribución) exigirá modificaciones. Será ne-cesario alcanzar un nuevo equilibrio entre minimización de la inversión e incentivos al desarrollo de una red más intensiva en tecnología y previsiblemente más extensa; las innovaciones tecnológicas en la red de distribución (para facilitar la transición a una red “activa” que integre no sólo una gene-ración distribuida sino el almacenamiento distribuido que pueden permitir los vehí-culos eléctricos) exigirán, en concreto, una sustancial innovación regulatoria.

La integración de las energías renovables presenta también un desafío a las reglas de funcionamiento del mercado al por mayor que deberán permitir acomodar eficiente-mente un nuevo escenario. Las energías renovables (eólica y solar) presentan en

general costes medios de generación más elevados que los de la generación conven-cional, pero sus costes variables son prácti-camente nulos. Esto significa que, incluso en ausencia de la prioridad de despacho establecida en la Directiva de mercado in-terior, las energías renovables cuando su recurso esté disponible, desplazarán a las energías convencionales y que los precios medios al por mayor tenderán a reducirse y su volatilidad a aumentar (dada la varia-bilidad de su generación). Dadas las limi-taciones para la modulación de potencia no gestionable, como la nuclear, deberán arbitrarse mecanismos para evitar una ex-plotación ineficiente de ese tipo de plan-tas (bien por intervención del operador del sistema o estableciendo la posibilidad de precios negativos en el mercado mayoris-ta). La reducción de precios medios en el mercado al por mayor inducirá, por otro lado, otros efectos colaterales en la regula-ción. En aquellos mecanismos de ayuda a la entrada de la generación con renovables en que parte de la retribución está ligada a los precios de mercado (p. ej. las “primas” o los “tax credit”) será necesario aumentar el “sobreprecio” regulado para permitir la re-cuperación del coste total de la inversión en generación renovable. Además, el fenóme-no del “missing money” se agudizará: los precios en el mercado mayorista de electri-cidad tenderán a cubrir una parte cada vez menor del coste de generación convencio-nal, siendo necesario colmar este “gap” con una retribución creciente ligada a la oferta de servicios de fiabilidad del sistema (ser-vicios de ajuste, disponibilidad, suficiencia de capacidad).

En el horizonte del 2.020, por tanto, un porcentaje del orden del 40% de la gene-ración eléctrica deberá provenir de energías renovables. La inversión en esa capacidad de generación se habrá realizado en fun-ción de señales total o parcialmente distin-

tas de los precios de mercado mayorista y del mercado de servicios complementarios (percepción de un “sobreprecio” determi-nado directa o indirectamente por las ins-tancias reguladoras). La propia operación de los mercados eléctricos tendrá también un mayor componente regulado: por ejem-plo, la mayor complejidad y el mayor alcan-ce de la gestión de fiabilidad del sistema

supondrá una mayor presencia en los mer-cados de instancias centralizadas como el operador del sistema y los precios de los servicios de fiabilidad del sistema (retribu-ción de servicios de ajuste y capacidad dis-ponible) tendrán una relevancia creciente en la evaluación de la inversión en nueva capacidad de generación.

A más largo plazo, (horizonte 2.050) tanto la Unión Europea, como organismos multi-laterales (p.ej.: la Agencia Internacional de la Energía) abogan por un mix de genera-ción eléctrico prácticamente descarboniza-do. Esto implica un peso aún superior de las energías renovables en la generación eléctrica y cubrir el resto de la potencia de base mediante generación (gas y sobre todo carbón) con la incorporación de la tecnología de captura de CO2 y generación nuclear. La incorporación de la tecnología de captura, transporte y confinamiento de CO2 presenta aún incertidumbres tecnoló-gicas: no existe todavía en funcionamiento ninguna instalación a escala comercial en una planta de generación. En todo caso, los costes estimados por tonelada de CO2 evi-tado son superiores a las cifras (en torno a 30$/Tn) barajadas como referencia del precio de los derechos de emisión de CO2 a medio plazo. La sustitución de la genera-ción con carbón (sin captura) por “carbón limpio” no podría depender únicamente de las señales del mercado. Probablemente, la sustitución del actual sistema de “cap and trade” vigente en Europa por un impuesto de cuantía equivalente al coste de la cap-



tura de CO2 sería un incentivo más efecti-vo para la introducción de la tecnología de captura y confinamiento de CO2, y ofrecería además una señal más estable a largo plazo a los inversores que el precio del merca-do de derechos de emisión. En todo caso, ambos mecanismos llevan aparejado el establecimiento de una restricción de polí-tica energética y medioambiental (un “cap” a la cantidad de emisiones en el caso del mecanismo de “cap and trade” y un precio regulado del CO2 en el caso del impuesto). Por otro lado, la entrada de nuevos reacto-res nucleares de 3ª Generación en mode-los eléctricos liberalizados podría necesitar transitoriamente una ayuda pública para las primeras plantas con el fin de facilitar su avance en la curva de aprendizaje; esta es

la filosofía de las ayudas establecida en la Energy Act 2.005 de los E.E.U.U.

En resumen, el mix de generación eléctrica en el horizonte 2.020 que resulta del cum-plimiento de las restricciones de política energética y medioambiental aprobadas en la Unión Europea se logrará con un espacio menguante para los mercados y una mayor presencia de la regulación. En el mix de ge-neración descarbonizada que se presenta como objetivo para 2.050 la práctica totali-dad de la capacidad de generación de base puede verse afectada por intervenciones regulatorias, resultando los precios del mer-cado mayorista de la energía eléctrica una señal cada vez más irrelevante para la toma de decisiones de los inversores. Alcanzar un

mix de generación a medio y largo plazo con las restricciones que impone actualmente la política energética (y las restricciones añadi-das que se requerirán para obtener un sec-tor eléctrico descarbonizado en el horizonte 2.050) exigirá, además, un intenso proceso de incorporación de nuevas tecnologías en todos los segmentos de actividad del sector eléctrico (generación, transporte, distribu-ción y consumo final). La intensidad de los incentivos que requiere la política tecnológi-ca en el sector eléctrico y el desarrollo de un parque generador cuya instalación exige, para casi todas las tecnologías, algún meca-nismo de ayuda, además de implicar una mayor intervención de las instancias regula-doras supondrá un significativo sobrecoste para el suministro eléctrico. n


Ahorro y eficiencia energética en la logística de hidrocarburos líquidos

El Grupo CLH, empresa líder en alma-cenamiento y transporte de productos

petrolíferos en el mercado español, ges-tiona anualmente cerca de 40 millones de toneladas de combustibles y carburantes a través de su sistema logístico.

La gestión integrada del sistema logístico de CLH, formado por una red de oleoductos de más de 4.000 kilómetros de longitud y 37 instalaciones de almacenamiento distribui-das estratégicamente por todo el territorio, permite minimizar el transporte físico, ya que su modelo de negocio funciona como un banco de productos petrolíferos, en el que se logra optimizar al máximo el balance de las necesidades de posicionamiento de pro-ducto de todos los clientes de la compañía.

De este modo se evita cualquier transporte que resulte globalmente innecesario, y se logra un importante ahorro de energía para el conjunto del sistema.

Además, cuando es imprescindible realizar el transporte físico de los productos petro-

líferos, la utilización de la red de oleoduc-tos, en lugar de otros medios de transporte alternativos, como los buques tanque, el ferrocarril o los camiones cisterna, permite eliminar más de 400.000 toneladas anua-les de emisiones de CO2, y supone tam-bién un importante ahorro de energía, ya que se evita el consumo de combustible que tendrían que realizar dichos medios de transporte en sus viajes de ida y vuelta, desde los puntos de producción hasta los puntos de almacenamiento o consumo. Asimismo, desde hace varios años la com-pañía utiliza diferentes sistemas que per-miten reducir el consumo de energía por unidad transportada a través del oleoducto, como los aditivos que mejoran el flujo de los productos petrolíferos a través de las tuberías, y que pueden recortar las nece-sidades de energía hasta en un 50% en función de los modos de operación y las condiciones de los oleoductos.

De este modo, el Grupo CLH ha logrado un elevado nivel de eficiencia energética en

la logística de productos petrolíferos, que actualmente está extendiendo también al almacenamiento y transporte de biocar-burantes, como el biodiésel y el bioetanol, mediante la adaptación de su sistema para gestionar estos combustibles renovables, de un modo similar al de los combustibles y carburantes tradicionales.

Consumo de energía en CLH

Actualmente, y a pesar de todas las medi-das de ahorro y eficiencia energética que ya están implantadas, y que han permitido un ahorro del 6% en los últimos 3 años, el consumo de energía eléctrica del Grupo CLH supera los 260.000 MWh al año, de los que la mayor parte corresponde al con-sumo de electricidad que se emplea para hacer funcionar la red de oleoductos y las distintas instalaciones de la compañía.

Asimismo, la compañía también utiliza otros tipos de energía, principalmente combustibles y carburantes, que se utilizan en los dos buques tanque fletados por la

El Grupo CLH está impulsando un Plan de Ahorro y Eficiencia energética que supondrá una inversión de 39 millones de euros y permitirá reducir un 13% su consumo total de energía lo que supone un ahorro de 52.800 MWh anuales, y la reducción

de 21.700 toneladas de emisiones de CO2.

Ignacio Casajús LópezJefe de Control de Operaciones, GRUPO CLH



de euros y permitirán reducir en torno a un 13% el consumo total de energía del Grupo CLH, lo que supone un ahorro de 52.800 MWh anuales, y la reducción de 21.700 to-neladas de emisiones de CO2.

Uno de los proyectos más importantes in-cluidos en este Plan es la construcción de un nuevo sistema de alimentación para atender las necesidades del aeropuerto de Madrid-Barajas, desde la instalación de al-macenamiento que CLH tiene en los muni-cipios de Torrejón de Ardoz y San Fernando de Henares.

Este proyecto, que supone la construcción de dos nuevas líneas de abastecimiento para el aeropuerto de 24 pulgadas de diámetro y 11 kilómetros de longitud permitirá eliminar los tanques de almacenamiento que existen en el aeropuerto y reducir también el reco-rrido que actualmente realiza el combustible que se utiliza en este aeropuerto, con lo que se estima que se logrará una reducción del 50% del consumo energético actual.

Otras de las medidas propuestas en el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética de CLH es la instalación de grupos de alta eficiencia en las estaciones de bombeo del oleoduc-to, que implica la utilización de bombas y motores con un rendimiento mayor, y que permitirán una mejora de un 10% en el consumo de energía de esta actividad.

Igualmente se están instalando grupos de alta eficiencia en los sistemas de bombeo de los cargaderos, similares a los del oleo-ducto, pero con bombas de menor dimen-sión, combinándolos con la incorporación de variadores de frecuencia, con lo que el ahorro potencial estimado en estas opera-ciones alcanza el 10%.

También se instalarán variadores de fre-cuencia en los sistemas de alimentación de

los cargaderos, que permiten modificar la velocidad de giro de las bombas en función de las necesidades de caudal de produc-to, lo que supone un importante ahorro, ya que implica la utilización de las bombas ajustando su potencia exactamente a las necesidades operativas, en lugar de bom-bear a caudal fijo con la consiguiente nece-sidad de recircular producto.

La utilización de los variadores de frecuen-cia mejora además el comportamiento de las bombas en el arranque, minimizando también la energía consumida, el dimensio-namiento de las infraestructuras y el man-tenimiento de los equipos de bombeo. La mejora prevista por esta medida es del 18% en el consumo de energía de estos equipos.

Otra de las actuaciones que se está im-plantando es la optimización del sistema de control de operaciones automáticas (actuadores de las válvulas telemandadas) mediante la sustitución del actual parque de actuadores de válvulas por una versión más actualizada de los mismos, que son más eficientes, y con lo que se consigue además una mayor fiabilidad en el corte de las operaciones de recepción de producto por oleoductos minimizando la necesidad de trasiegos, con lo que se estima que se logrará un ahorro del 4% en estas opera-ciones.

Las otras dos medidas contempladas en el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética se refieren a los sistemas de iluminación de las instalaciones de CLH, que representan actualmente el 3% del consumo de electri-cidad de la compañía.

Una de las actuaciones que se va a realizar consiste en la sustitución de las luminarias actuales por elementos de bajo consumo, con lo que se pretende reducir su consumo energético en un 50%.

empresa, y en la flota de vehículos de la compañía, que suponen en torno al 32% del consumo energético total del Grupo.

Plan Estratégico de Ahorro y Eficiencia Energética

Con el objetivo de seguir reduciendo el con-sumo de energía en los distintos procesos y continuar mejorando la eficiencia energética, En 2008 el Grupo CLH decidió poner en marcha un plan estructurado de mejora (Plan E4 Corporativo) que incluye una amplia bate-ría de medidas, que suponen mejoras tanto en las actividades principales como en las actividades auxiliares que realiza la compañía.

El primer paso para su implantación fue la realización de una auditoría energética, de modo que se pudiera conocer con preci-sión las características del consumo ener-gético que se produce en las instalaciones de la compañía.

De acuerdo con esta auditoría, se identificó que las principales áreas de mejora se en-contraban en los sistemas de bombeo de los oleoductos y los cargaderos de camiones cisterna, seguidas de las unidades de recu-peración de vapores, la iluminación exterior, y la climatización, que en conjunto suponen el 65% del consumo energético de CLH.

Una vez analizados los datos se pusieron en marcha distintas medidas concretas para me-jorar la eficiencia energética de cada uno de los elementos de consumo, priorizándolas con criterios de rentabilidad, oportunidad y potencial ahorro energético, cuya aplicación se inició en 2009 y se prolongará hasta 2013.

Medidas para mejorar

Las siete medidas principales de mejora identificadas dentro de este proceso, su-pondrán una inversión total de 39 millones

13



Igualmente, se ha iniciado la instalación de nuevos sistemas de regulación de la ten-sión en el alumbrado exterior de las instala-ciones de almacenamiento de la compañía, que actualmente suponen entre el 10% y el 20% del consumo total de electricidad de una instalación de almacenamiento, con lo que se espera un ahorro del 30% en la electricidad consumida por los sistemas de iluminación, y una mejora en la posible contaminación lumínica que pueden gene-rar los sistemas actuales.

Además, de estas medidas contempladas en el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética, el Grupo CLH está desarrollando también otras actuaciones, como la incorporación de vehículos de menor consumo y menores niveles de emisiones, o la utilización de pla-cas solares para la alimentación eléctrica de algunas válvulas de oleoducto.

Asimismo, la compañía ha identificado tam-bién otras posibles medidas, que actual-mente están en estudio y pendientes de la realización de prototipos para su posible implantación en el futuro.

Por otro lado, se sigue avanzando en la adecuación de los distintos procedimientos operativos, y mejorando la planificación de

las operaciones de la red de oleoductos si-guiendo criterios de eficiencia para minimi-zar el consumo energético.

Para lograr mayores ahorros de energía, y mejoras de eficiencia, la compañía también confía en la iniciativa de sus empleados, para lo que anualmente realiza un concur-so de sugerencias que permitan introducir nuevas mejoras en la operativa de la com-pañía.

Con todo ello, la compañía aspira a seguir mejorando su nivel de eficiencia y reducir sus emisiones de CO2, de acuerdo con su compromiso con el medioambiente.

Caso Práctico

Regulación de tensión en iluminación exterior

A modo de ejemplo, entraremos con más de-talle en el prototipo de sistema de reducción de tensión en la iluminación exterior instala-do en la factoría de Torrejón-San Fernando.

Ya se ha comentado que los sistemas de iluminación exterior de las instalaciones son una de las fuentes principales de consumo. En el caso de una instalación pueden supo-

ner entre y un 10% 20% del total de consu-mo de energía eléctrica. Para reducir el con-sumo de iluminación hay varias opciones:

• Utilización parcial de los elementos insta-lados (encendido selectivo)

• Reducción de la tensión de alimentación de las lámparas (posible según tipo lám-paras)

• Sustitución de las lámparas actuales por elementos nuevos más eficientes

• Encendido y apagado automático

Para la selección de la mejor opción hay que tener en cuenta que no debemos pe-nalizar la cantidad de luz en exceso puesto que debemos cumplir con la normativa de seguridad y salud en los lugares de trabajo y que debemos tender a sistemas automá-ticos, ya que de esa manera evitaremos la necesidad de dedicar personal a esta tarea y evitaremos errores que provoquen un exceso o un defecto de luminosidad. Por otro lado los propios elementos de ilumina-ción tienen unos rangos de funcionamiento recomendados por los fabricantes, que no deben sobrepasarse. Por último, el sistema elegido debe tener en cuenta los costes tanto de instalación como de mantenimien-to y el posible impacto sobre los costes de mantenimiento y vida útil de las luminarias.

Gráfico 1: Variación de lux, consumo y vida útil con la tensión de alimentación.

Fuente: CLH y Stila Energy

Lux (%)

Hours

Withouth Mach 2000 With Mach 2000 (-35% of savings)

120

100

80

60

40

40

1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000

175 180 185 190 195 200 205 210 215 220 225 230

70

60

50

40

30

20

10

0

Tensión(v) %Potencia Lux

% k

w/h



Tras realizar una prospección de posibles tecnologías que pudieran ayudar a reducir el consumo en iluminación se seleccionó la tecnología de regulación de tensión me-diante autotransformadores que permite optimizar los márgenes de luminosidad existentes. Dicha tecnología se basa en el aprovechamiento de la curva característica

de las lámparas de descarga mediante la variación de la tensión de alimentación tras un periodo de calentamiento inicial. Para evaluar el potencial de reducción de tensión, se realizó un análisis de la luminosi-dad en la instalación de Torrejón-San Fernan-do, determinando los márgenes de reduc-

ción posibles dados los condicionantes de cumplimiento normativo (RD 486/1997) y económicos antes enunciados.

Como puede observarse los viales tienen un amplio margen de reducción de la ilu-minación, ya que al ser de uso ocasional, el límite inferior se sitúa en 25 lux, lo que permitiría reducir la tensión de alimentación hasta 180V. Respecto al criterio del fabri-cante de las lámparas, la recomendación es no reducir la tensión por debajo de 190V por lo que finalmente se configuró a 200V de modo que se dispone de un margen de seguridad en cuanto a la iluminación míni-ma exigida, cumpliendo con las recomen-daciones del fabricante de las lámparas. Por otro lado se estima que con este nivel de tensión la vida útil de las lámparas podría aumentar entorno al 20%. En definitiva, el ahorro teórico esperado en el sistema de iluminación está en el 30% de consumo y el periodo de retorno en 30 meses.

Dado que en la instalación de Torrejón-San Fernando la alimentación a las luminarias de los viales está dividida en dos cuadros distintos, hubo que instalar dos máquinas. Esto se aprovechó para realizar una evalua-ción de dos proveedores distintos, de modo que además de comprobar la tecnología se ha realizado una evaluación de proveedo-res, con el fin de tener más datos a la hora de extender la medida a otras instalaciones. La prueba de la tecnología se ha realizado durante 6 meses, evaluando los consumos en periodos con carga similar. De los datos reales obtenidos se desprende que existe un ahorro real de entorno al 30%, en línea con lo esperado. En el gráfico 2 se puede observar que en el horario con iluminación, existe un ahorro, si bien hay que tener en cuenta que las diferencias no son constantes, debido a que en los periodos estudiados, la carga de camiones cisterna no fue exactamente igual.

Ilustración 1: Mapa de iluminación de la instalación de Torrejón-San Fernando.

Fuente: CLH

Gráfico 2

Horario sin Iluminación

15



Conclusiones

CLH está realizando un importante esfuerzo con la realización de prototipos destinados a comprobar la viabilidad técnica y económica de distintas propuestas de mejora de la eficiencia energética de sus procesos. Nuevas instalaciones como Burgos o Salamanca, cuentan desde el diseño con algunas de estas propuestas, tales como variadores de frecuencia en las bombas de cargadero, motores de alta eficiencia o sistemas de regulación de tensión en la iluminación. Las nuevas estaciones de bombeo en el oleoducto Rota-Zaragoza: Ara-hal, Córdoba y Adamuz, cuentan con bombas de alta eficiencia y puntos de inyección de mejorador de flujo, que permitirán conseguir ahorros energéticos muy significativos. En el desdoblamiento de los oleoductos del sur, el cálculo de consumos energéticos ha sido determinante en la toma de la decisión de aumentar su diámetro. Se han aprobado planes de sustitución de todos los actuadores de válvulas por una versión más moderna y eficiente.En definitiva un compromiso real con la responsabilidad energética, que se ha materializado en la elaboración de un plan estructurado y la implementación de un sistema de medición de indicadores de consumo energético, que permiten realizar un análisis objetivo del mismo. Respecto a las mejoras propuestas en dicho plan, permitirán obtener un ahorro global de cerca de 32.800MWh anuales, aproximada-mente el 13% del consumo total de CLH, equivalentes a unas emisiones de 13.512 toneladas de CO2. Como marco de referencia se utiliza el documento de referencia (BREF) de mejores prácticas (BAT) que la comisión europea, a raíz de la Directiva IPPC (2008/1/EC) y el programa europeo de cambio climático (EPPC), publicó en Febrero de 2009. Las características principales en el caso de CLH son las de cualquier ciclo DMAIC, con el condicionante de robustez de la tecnología que la actividad de CLH impone:

• Medir • Analizar con ayuda de expertos y referencias internacionales• Realizar propuestas de tecnologías probadas y robustas• Priorizar por potencial de ahorro, rentabilidad y oportunidad• Implementar prototipo• Comprobar la eficacia• Extender la implantación Pero si bien el esfuerzo realizado es importante, CLH continúa con la mejora de sus procesos y la búsqueda de soluciones más efi-cientes, que le permitan colocarse en una situación competitiva de cara al futuro. Para ello cuenta con la colaboración de todos sus empleados, que por distintos canales tienen la oportunidad de realizar propuestas y cuenta también con el soporte de distintos partners que nos aportan conocimiento e ideas en la búsqueda de estas mejoras. n


Energía eólica: Metodología de sobre-equipamiento

Hasta la década de los 90, la potencia eólica instalada a escala mundial no

era lo suficientemente significativa como para ser considerada una cuestión crítica en la gestión de la red de transporte de energía. Sin embargo, desde entonces, la presión medioambiental, social y regulato-ria –en particular, a través del Protocolo de Kioto– ha impulsado la expansión de par-ques de generación de energía eólica como alternativa a las tecnologías convencionales. La construcción de parques eólicos a lo lar-go y ancho de Europa ha aumentado a un ritmo exponencial en los últimos 15 años (véase gráfico 1).

Sin embargo, en la actualidad, el importan-te crecimiento de la potencia eólica está amenazando la seguridad del suministro de energía eléctrica, principalmente debido a la volatilidad de la generación con esta tecnología y a la respuesta de las turbinas eólicas a los huecos de tensión producidos por cortocircuitos en las redes de transporte de alta tensión.

Enrique DoheijoSenior Manager. Deloitte

parques eólicos está introduciendo una nueva dimensión en la explotación de las redes energéticas, a saber, la necesidad de prever la cantidad de energía eólica que se va a disponer para hacer frente a la de-manda.

No hace mucho tiempo, los Operadores de Sistema se centraban en la predicción de la demanda basándose en una noción de energía convencional disponible que ofrecía un alto grado de certeza. La incerti-dumbre que rodea a la producción de los

2,900 3,450 4,800 6,115 7,584 9,84213,450

17,68424,544

31,412

39,363

47,489

59,467

74,390

93,908

120,824

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Estimación de la potencia eólica total instalada a escala mundial desde 1993 (en MW) Fuente: EurObserver’ER 2009

Gráfico 1. Energía eólica a nivel mundial – Evolución de la potencia instalada

17



Además del alto grado de volatilidad, la difi-cultad de predicción del recurso eólico tam-bién afecta al conjunto de la red energética. Esto se traduce en que pocas veces un par-que eólico funciona a su potencia nominal, limitándose su generación al 65% de su po-tencia autorizado, cuando al mismo tiempo, el diseño de las infraestructuras para evacuar esa energía se efectuó teniendo en conside-ración la potencia total, no aprovechándose estas infraestructuras en su totalidad.

La infrautilización de la capacidad de eva-cuación de la infraestructura (subestación, red, etc.) construida para el parque eólico supone que los recursos económicos in-vertidos no están optimizados. A fin de aprovechar plenamente los recursos de las energías renovables y las infraestructuras de red construidas, se ha desarrollado una metodología para evaluar en términos téc-nicos y económicos el impacto del sobre-equipamiento de los parques eólicos.

El concepto de “sobre-equipamiento” tiene como finalidad mejorar el aprovechamiento de los parques eólicos en términos de ho-ras equivalentes de uso anuales. La idea bá-sica detrás de este concepto, es el aumento de la potencia instalada en un parque eóli-co por encima del valor nominal autorizado por los Operadores de Red, aunque siem-pre limitados a la capacidad de evacuación establecida.

El estudio realizado se centra principalmen-te en optimizar las inversiones realizadas por los promotores/productores de los par-ques eólicos, incrementando los ingresos mediante el aumento de la generación de energía.

Enfoque de sobre-equipamiento de los parques eólicos

El alcance del estudio de sobre-equipa-miento se aplica a un único parque eólico, aunque debe tenerse en cuenta su funcio-namiento respecto a toda la red para garan-tizar su seguridad y fiabilidad.

El análisis se estructura en dos partes prin-cipales: una evaluación general que se aplica a todos los parques eólicos conec-tados a la red y una evaluación específica desarrollada para cada parque eólico en la que el impacto del sobre-equipamiento se analiza en términos económicos y técni-cos.

El objetivo del análisis de la red consiste en calcular el uso máximo de energía eólica para distintos niveles de demanda, con es-pecial hincapié en aquellos niveles que pu-dieran ser más problemáticos: niveles bajos de demanda. Desde el punto de vista de la calidad del servicio, la conexión a la red de transporte (para cualquier tecnología de generación) puede estar limitada por varios

factores, lo que afecta a la seguridad de los servicios de la red.

A fin de cumplir los requisitos de seguri-dad, se han establecido algunos criterios con respecto a la calidad del suministro que la red debe ofrecer en todo momento, incluso después de un imprevisto (los más comunes siendo averías individuales). Es-tos requisitos dan lugar a algunas situacio-nes que pueden tener distintos orígenes, aunque no independientes. A continua-ción se detallan algunas de las situaciones que podrían causar una reducción de la energía eólica o instar a los Operadores de Red a ordenar un recorte en la generación de energía eólica:

1. Sobrepasar los límites de capacidad de transporte de energía de las líneas de transmisión definidos en los procedi-mientos de la operación del sistema.

2. No disponer de suficiente reserva de ca-pacidad para el control de la tensión, lo que puede provocar situaciones en las que la red se colapse.

3. No cumplir los requisitos del análisis de seguridad N-1 (detallado en el Manual Operativo de la UCTE ), esto es, los re-quisitos establecidos para el funciona-miento de la red de energía en zonas sincrónicas cuyo objetivo es mantener la seguridad de toda la red interconec-tada en cualquier momento en la plani-ficación operativa y en condiciones de tiempo real.

4. La capacidad de respuesta de las turbi-nas eólicas a los huecos de tensión pro-ducidos por cortocircuitos en la red de transporte (véase gráfico 2).

Algunas de las actuales tecnologías de turbinas eólicas son muy sensibles a los

Percentil Demanda (MW) Energía eólica máxima permitida para este nivel de demanda

Factor máximo de utilización (%)

85 24.500 9.000 45%

75 26.500 10.000 50%

65 28.500 12.000 60%

50 31.883 15.000 75%

Tabla 1. Correspondencia entre los niveles de la demanda y el factor máximo de utilización autorizado de energía eólica



huecos de tensión causados por corto-circuitos en la red de transporte de alta tensión. Estos huecos de tensión, espe-cialmente los causados por cortocircui-tos trifásicos, recorren grandes distancias debido a la baja impedancia de la red que afecta a amplias zonas geográficas, lo que produce una reducción en la ge-neración de energía eólica.

5. No tener suficientes requisitos de re-serva en el sistema para cubrir la fluc-tuación de la demanda y las inevitables desviaciones en las predicciones de la energía eólica (reserva no rodante) para garantizar el suministro de energía.

6. La respuesta horaria del sistema, que evalúa la adecuación técnica de las cen-trales de energía para responder a las variaciones significativas de la demanda (requisitos de capacidad de respues-ta a las rampas de potencia). (Véase gráfico 3).

La evolución temporal del mix de genera-ción de energía en un periodo de tiempo concreto puede apreciarse en el gráfico 3, en donde la reducción en la generación de energía eólica se compensa con un incre-mento de la producción de unidades de generación térmicas.

Los requisitos mencionados anteriormen-te se utilizan a modo de restricciones en el análisis del flujo de carga realizado para establecer una correspondencia entre los niveles de demanda real y el factor máximo de integración de energía eólica que el sis-tema puede asumir.

Los recortes de la producción de energía en la red dependen del perfil de demanda y de los requisitos de seguridad. La distribución diaria de los recortes de energía en MW y las horas en las que la generación de ener-

Gráfico 2. Efecto de un hueco de tensión en una red de transporte

Tensión p.u.

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

Este ejemplo muestra cómo se propaga un hueco de tensión a través de una red de transporte de energía (dentro de una misma zona geográ�ca). La escala de color representa la intensidad del cortocircuito.

04 5 6 7 8 9 10 11 12

HidráulicaEólicaCiclo combinadoCarbónNuclear

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

Hora del día

Gráfico 3. Ejemplo de respuesta del sistema en función de la hora del día

19



gía eólica es recortada podría ser similar a la que se muestra en el gráfico 4.

Los parques podrían contribuir a garanti-zar la estabilidad de la red (control de la tensión). Se establece una contribución de energía reactiva para conseguir que los parques eólicos funcionen con un factor de potencia (cos f) equivalente a 0,95 (por ejemplo), pero cada parque eólico puede adaptar su producción de energía reactiva al valor de consigna de la tensión recibido del Operador de Red.

La participación activa de los parques eó-licos en el control de la tensión (el cos f 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Hora del día

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Energía eólica recortada (MW

h)

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0

30

25

20

15

10

5

0

Núm

ero

de h

oras

Número de horas en las que la energía eólica se recortaría

Reducción de energía eólica

Gráfico 4. Ejemplo de reducción de energía eólica

Gráfico 5. Estabilidad de tensión con y sin participación de los parques eólicos en el análisis comparativo de control de la tensión

-6 -4 -2 0 2 4 6 8 100

5

10

15

20

25

-10 -5 0 5 100

10

20

30

40

50

60

-10 -5 0 5 100

5

10

15

20

25

30

35

-6 -4 -2 0 2 4 6 8 100

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Frec

uenc

ia a

bsol

uta

Frec

uenc

ia a

bsol

uta

Frec

uenc

ia a

bsol

uta

Frec

uenc

ia a

bsol

uta

Variación porcentual de la tensión para las subestaciones de 400kV con respecto al valor nominal



Simulación realizada

sin control de la tensión


Simulación realizada

con control de la tensión



podría fluctuar en un intervalo) mejoraría la estabilidad de la red principalmente por dos razones: en primer lugar, cada parque eólico adaptaría su punto de funcionamien-to a las necesidades de la subestación a la que está conectado; y en segundo lugar, al estar los parques eólicos distribuidos por una amplia zona geográfica, la estabilidad de la tensión sería mayor cuando mayor sea la potencia eólica instalada en la red (véase gráfico 5). Teniendo en cuenta un

modelo de red con una alta penetración de energía eólica (20.000 MW de poten-cia eólica instalada), el factor máximo de utilización de esta tecnología para los dis-tintos niveles de demanda se resume en la tabla 1.

Para analizar un parque eólico en particular se utiliza la información de la penetración global máxima de energía eólica asociada al perfil de demanda por horas en la red.

Asimismo, la previsión horaria de produc-ción de energía del parque eólico es nece-saria en esta fase para evaluar las siguientes cuestiones con respecto a los distintos nive-les de sobre-equipamiento:

1. Realizar recortes en la producción del par-que eólico por razones de seguridad en la red y/o sobrepasar la capacidad de eva-cuación autorizada del nodo al que está conectado el parque (véase gráfico 6).

Recortes en la producción eólica

derivados de uperar la

capacidad de evacuación establecida.

Recortes en la producción eólica

por razones de seguridad del sistema.

Recortes en la producción eólica por insu�ciente

capacidad de respuesta ante la rampa.

Producción eólica teórica

Producción eólica real (después de aplicar recortes).

12

10

8

6

4

2

0

a

c

b

Hora del día

Tensión p.u.

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

MW

h (m

iles)

d

Gráfico 6. Ejemplo de recortes de energía eólica

Nivel de sobre-equipamiento

Potencia instalada

(MW)

Energía anual

producida (MWh)

N.º de horas al año en las que se recortaría producción

Energía anual recortada por motivos de

seguridad (MWh)

Energía anual recortada por insuficiente

capacidad de respuesta ante las rampas (MWh)

Energía anual recortada por sobrepasar la capacidad de

evacuación (MWh)

N.º de horas equivalentes

de recorte (h)

0% 313 724,172 121 2.809 7 0 9

5% 329 760,338 132 2.948 9 43 9

10% 344 796,497 181 3.085 13 92 9

15% 360 831,739 243 3.222 16 1.060 12

20% 376 866,087 367 3.358 21 2.920 17

25% 391 897,930 480 3.493 27 7.286 28

30% 407 928,100 650 3.626 35 13.324 42

35% 423 957,651 822 3.756 46 19.981 56

40% 438 986,636 001 3.882 60 27.206 71

45% 454 1.013,496 1189 4.010 73 36.554 89

50% 470 1.042,358 1398 4.138 86 43.901 102

Tabla 2. Resumen de energía producida y recortada del parque eólico sobred-equipado

21



El Operador del Sistema podría reducir la ge-neración de energía eólica por los siguientes motivos.

a. Cuando la producción de energía eólica ha sobrepasado los límites establecidos por mo-tivos de seguridad.

b. Cuando la red no puede cumplir los requisi-tos para hacer frente a las rampas (subidas y bajadas).

c. Cuando la producción de los parques eólicos ha sobrepasado la capacidad de evacuación autorizada.

d. Cuando el sistema no puede soportar la pér-dida de demanda debido a huecos de ten-sión en la red.

2. Calcular la máxima producción de energía eó-lica y la cantidad de energía que debe recor-tarse como consecuencia de haber aplicado el análisis de seguridad y haber sobrepasado la capacidad de evacuación autorizada (véa-se tabla 2).

Utilizando condiciones específicas de de-manda y del perfil de energía eólica, se cal-cula los resultados técnicos con respecto a la energía anual producida y recortada del par-que eólico, para distintos niveles de sobre-equipamiento (véase gráfico 7).

3. Evaluar el impacto económico en términos de tasa interna de retorno (TIR) sobre la inversión realizada en cada nivel de sobre-equipamiento analizado

Teniendo en cuenta la información de la po-tencia instalada y la producción, así como una serie de hipótesis sobre los ingresos, los costes de la inversión y los gastos de explotación, se calcula la rentabilidad esperada correspondien-te al sobre-equipamiento de la energía eólica en la subestación en dos situaciones: al instalar nuevos parques eólicos y al sobre-equipar los existentes.

Energía anual producida (MWh)

Energía anual recortada (MWh)

MWh

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50Sobre-equipamiento (%)

1,200,000

1,000,000

800,000

600,000

400,000

200,000

0

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

8.32

TIR

(%)

8.48 8.64 8.65 8.53 8.31 8.19 8.08 7.98 7.86 7.73

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

TIR

Sobre-equipamiento (%)

TIR por cada MW instalado para construir un nuevo parque eólico

Sobre-equipamiento (%)

14

12

10

8

6

4

2

0

11.73 11.79

10.85

9.58

8.277.75 7.39 7.12 6.83 6.54

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

TIR

(%)

TIR

TIR por cada MW instalado para distintos niveles de sobre-equipamiento, calculada para la inversión incremental derivada del sobre-equipamiento de un parque eólico.

Gráfico 7. Energía eólica anual generada y recortada para distintos niveles de sobre-equipamiento

Gráfico 8. Tasa interna de retorno por megavatio instalado

Gráfico 9. Tasa interna de retorno por megavatio instalado – Inversión incremental



Con esta información, el promotor puede comprobar la TIR esperada y evaluar el valor más adecuado de sobre-equipamiento de acuerdo con el coste de capital esperado para la inversión (véanse gráficos 8 y 9).

Este estudio se ha realizado en diferentes parques eólicos, y la conclusión principal es que el atractivo económico de sobre-equi-par parques eólicos no es el mismo para todas las instalaciones conectadas a la mis-ma red. Las diferencias en los perfiles de la energía eólica (o en cualquier otro dato económico o técnico) se traducen en una alta variación en los cortes de energía y, en consecuencia, en los ingresos económicos que recibirá el propietario.

Es posible también estudiar la compatibili-dad de los parques eólicos sobre-equipa-dos con otro tipo de tecnologías renova-bles, como la termosolar. En esta situación, los resultados indican que los perfiles de previsión de generación de energía de am-bas tecnologías demuestran que sus pará-metros de impacto económico y técnico son los más restrictivos. En los casos en los que ambas tecnologías son complemen-tarias entre sí y cumplen los requisitos de seguridad de la red, los resultados técnicos y económicos esperados derivados del so-bre-equipamiento son óptimos.

Es importante destacar que la energía re-novable generada siempre se incrementa

cuando el parque eólico está sobre-equipa-do. En conclusión, este enfoque es útil por tres razones principales:

1. Técnica: la capacidad de evacuación de la red se optimiza debido a un mayor aprovechamiento de los parques eóli-cos.

2. Medioambiental: cumple con los objeti-vos establecido en el Protocolo de Kioto y en la política de energías renovables de la UE, ya que se genera energía lim-pia en lugar de energía con tecnologías contaminantes.

3. Económica: los promotores/producto-res pueden mejorar los beneficios deri-vados de su inversión. n


Viernes de infarto

Los continuos cambios regulatorios y el creciente intervencionismo aplicado por

el Gobierno en sus diversas decisiones de política energética durante los últimos años han llevado al sector a acuñar la frase “vier-nes de infarto”. Un sector intensivo en capi-tal, que, como es lógico, necesita ser prede-cible para atraer a los inversores, ha acabado por convertirse en una especie de lotería en donde todo queda al albur de la suerte. Una suerte que viene marcada en muchas oca-siones por las necesidades inmediatas del gobernante de turno, presionado por una opinión pública que ha acabado por impo-ner la idea de que el mercado no funciona y que, además, las compañías eléctricas se están forrando porque han consolidado una especie de monopolios imposibles de romper. Cuando los gobernantes son ya conscientes de la necesidad de corregir al-gunos de los problemas que ellos mismos han causado llevados por el tópico, la mar-cha atrás se convierte en una empresa casi imposible de abordar. Lo que podían haber sido problemas coyunturales del sector se empiezan a convertir en problemas estruc-turales, que intentan ser parcheados con le-yes improvisadas que van surgiendo de los

Iñaki Garay ZabalaDirector de Redacción de Expansión

diferentes consejos de ministros. Esto es lo que da nombre al viernes de infarto.

La apuesta por las renovables

Es legítimo que un gobierno quiera en un momento dado hacer una apuesta por las energías renovables, sobre todo si se tiene en cuenta que esa apuesta está en la línea de lo que, desde el discurso más bienin-tencionado, quieren hacer otros países o la propia Unión Europea. Lo que no es tan legítimo es que lo haga sin prever las conse-cuencias que esa decisión va a tener sobre los precios que los ciudadanos pagan por la energía. O lo que es peor, que a pesar de saber que esas decisiones tendrán conse-cuencias para los ciudadanos, se les oculte, presentando sólo una versión amable de los cambios. Todos son conscientes de que las energías renovables han contribuido a reducir la dependencia energética del gas y del petróleo, que tienen una aportación innegable a la hora de producir energía limpia o que la apuesta ha permitido crear en ocasiones un nuevo sector industrial pu-jante, con una importante presencia inter-nacional.

Hay quien señala también como una ven-taja de las renovables para España el hecho de que hayan contribuido a moderar el pre-cio mayorista de la electricidad –algunos estudios afirman que estas energías han hecho que el precio medio del pool sea hasta 20 euros inferior por megavatio hora del que habría resultado si no hubieran es-tado-, aunque este planteamiento es impo-sible separarlo del coste que suponen en función de las primas que reciben. Sólo en 2009 las renovables recibieron en primas más de 6.000 millones de euros, lo que su-puso un coste por megavatio hora produ-cido de 77 euros (sólo con la prima). Sería tremendamente injusto poner a todas las energías renovables en el mismo saco. No todas cuestan lo mismo ni contribuyen de igual manera. De hecho, gran parte de las primas en 2009 fueron a parar a la energía solar, que en sólo cinco años multiplicó por más de quince el número de instalaciones y por 400 las subvenciones. Esto provocó que ese año la solar recibiera el 43% de las primas, cuando sólo aportaba el 7% de la energía de todas las renovables. La cuestión es si son los empresarios y los inversores de la energía solar los respon-


Viernes de infarto

sables de este voluminoso desarrollo tanto de la industria como del coste de la misma. Evidentemente no lo son. Este desarrollo de la energía solar se ha producido al albur de una regulación que lo incentivaba y con la colaboración de los responsables de las comunidades autónomas, que impulsaron alegremente los proyectos sin reparar en los costes. O por decirlo de otro modo, los inversores han acudido al sector con la ley en la mano y han desarrollado rápidamente los proyecto sin que nadie haya sido capaz desde la Administración de introducir un mínimo de racionalidad.

Los errores de planificación han llevado al Gobierno y al sector a un callejón sin salida en el que es imposible buscar una solución satisfactoria. Aunque el sector puede even-tualmente soportar una rebaja de las pri-mas, es tremendamente conflictivo hacerlo con carácter retroactivo. Entre otras cosas porque muchas de las instalaciones se han revendido a particulares que están cobran-do una rentabilidad mucho más modesta que la prevista para el proyecto inicial. Un recorte en la retribución pudiera provocar que muchos inversores incurrieran en pér-didas. El cambio de las reglas de juego es especialmente pernicioso para la imagen de España ante los inversores, más en un mo-mento en el que este país necesita recurrir a los mercados para financiarse (lo necesi-tan las empresas, pero fundamentalmente las administraciones). Los propios bancos que han financiado el desarrollo de los pro-yectos solares han advertido al Gobierno de los riesgos de un cambio brusco de las reglas de juego. Pero si el Ejecutivo no es capaz de recortar por el lado de las primas,

debería ser lo suficientemente valiente para afrontar una subida de las tarifas eléctricas suficiente para cumplir el compromiso de poner freno al déficit. Sin ir más lejos, no hay que olvidar que el sector acumula un agujero de 20.000 millones de euros por este déficit, que, en algún momento, habrá que financiar en los mercados. La incerti-dumbre es ahora la principal lacra a la que se enfrenta el sector porque está minando la credibilidad del marco regulatorio ante los inversores..

El pacto eléctrico

La bola de nieve ha crecido tanto que se presumía que tanto el Gobierno como el principal partido de la oposición, el PP, aca-barían encontrando líneas de acuerdo para firmar un pacto de estado sobre la energía. Lo que se pensaba es que las dos partes establecerían un periodo transitorio para la asunción del déficit y un marco legal que diera estabilidad al sector. Hasta el mo-mento nada de eso ha sido posible, con lo que los problemas podrían enquistarse por lo que queda de legislatura. En el Par-tido Popular están convencidos de que el PSOE debe asumir la responsabilidad por los errores cometidos y rectificar en algu-nas decisiones emblemáticas como el cierre de la central nuclear de Santa María de Garoña. Mientras que en el Gobierno creen que el Partido Popular debiera cola-borar porque la situación puede convertir-se para ellos en una herencia envenenada si las encuestas aciertan y el PSOE pierde las próximas elecciones. La congelación de la tarifa eléctrica, condición que puso el Partido Popular para iniciar los contactos,

va a provocar que el problema se agrave. En cualquier caso, la experiencia dice que, a medida que se acercan las citas con las urnas, se diluyen las posibilidades de un pacto y esta vez no va a ser una excepción. En el Partido Popular son conscientes de que pueden heredar el problema, pero a estas alturas prefieren asumir en el futuro el coste de la reforma en solitario –tal vez renunciando a los objetivos marcados por la Unión Europea de implantación de las renovables, o tal vez anunciando cuando toque una subida importante de las tarifas-, antes que darle al presidente Zapatero una salida que maquille lo que constituye uno de sus errores más graves cometidos du-rante su mandato.

La crisis económica no va a facilitar las co-sas. Los precios de la energía siguen siendo para el tejido empresarial español un ele-mento de competitividad y cualquier subida de las tarifas en este segmento resta a la in-dustria capacidad para competir justo en un momento en el que la implantación en los mercados internacionales es imprescindi-ble para recuperar el pulso del crecimiento. Pero si trasladar las subidas a las empresas es complicado mucho más lo es hacerlo a las familias. Con una tasa de paro en el entorno del 20% y con muchos ciudada-nos perdiendo poder adquisitivo a marchas forzadas no hay nada más impopular que subir la luz.

Lo importante en estos momentos es que cesen los bandazos y que el Gobierno cum-pla sus compromisos para que el déficit no siga creciendo. Lo importante es que los viernes dejen de ser de infarto. n


Redes inteligentes: un nuevo canal de comunicación

Introducción

Las nuevas tecnologías de comunicación permiten hoy en día que estemos todos más y mejor conectados. Desde el móvil a Internet, las comunicaciones han revo-lucionado nuestras formas de vida, permi-tiéndonos llegar ahí donde antes nos era imposible en un breve espacio de tiempo. Estos nuevos canales de comunicación nos permiten hacer partícipes a nuestros clien-tes de la toma de decisiones de manera rápida y fácil y de un modo económico en el acceso a la energía, considerado un dere-cho fundamental para el usuario.

Los consumidores no sólo exigen que su energía este siempre ahí donde la necesi-ten, sino que además quieren poder inte-ractuar en la medida de lo posible en su uso. Hasta ahora el consumo energético fa-miliar siempre había estado controlado por el “pagador de la factura eléctrica” a través de órdenes tan simples como “apaga la luz”, “cierra el grifo” o “quita la calefacción”. Los nuevos sistemas de comunicación permi-ten que estas figuras ahora puedan dirigirse a la fuente; a quien le suministra esa ener-

Rocío MillánResponsable del Plan de Telegestión de ENDESA

gía. Esa fuente que resulta tan desconocida e inalcanzable para el cliente y más ahora con un mercado libre en el que las comer-cializadoras venden energías propias y aje-nas sin que el cliente conozca su proceden-cia. En verdad tampoco le importa, su única preocupación es que no se “corte” nunca, que siempre esté ahí cuando la necesite.

Sistemas como el de la telegestión aplica-da a la distribución energética pueden ser aprovechados por las empresas para acer-carse a los clientes y hacerles partícipes de ellas mismas. El acercamiento hacia nues-tros clientes es una realidad, cuanto menos necesaria, que nos permite no sólo cono-cerlo mejor sino también ofrecerles valor añadido a sus necesidades.

La Red Inteligente (“Smart Grid”) es la evo-lución tecnológica de la actual red de distri-bución de energía eléctrica que introduce nuevos conceptos como: telegestión de los contadores, micro-generación distribuida, la automatización de las subestaciones, alma-cenamiento de energía distribuida, gestión de la demanda y suministro eficiente y flexi-ble a vehículos eléctricos, etc. Este nuevo

concepto permitirá ahorrar energía, reducir costes e incrementar la flexibilidad de la red en sí misma.

La Telegestión como tal, no es otra cosa que la comunicación entre los contadores eléctricos y la propia empresa y por lo tanto es un canal nuevo de comunicación.

El sistema de Telegestión de Endesa

La nueva solución de Telegestión ha sido diseñada para soportar las funcionalidades avanzadas necesarias en la próxima gene-ración de redes eléctricas. De esta manera, se está dando el primer paso efectivo hacia las redes inteligentes (Smart Grids) en vías de un rápido desarrollo.

Endesa comenzó a trabajar en el proyecto en 2005, ante la necesidad de aplicar la telegestión a los clientes domésticos, para que pudieran planificar de forma eficiente, flexible y exacta los consumos eléctricos. En 2007 y 2008 se realizaron las prime-ras pruebas piloto con 12.000 clientes en Andalucía y Cataluña, que han permitido a



Endesa ser la primera empresa española en desarrollar originariamente un sistema de telegestión de acuerdo a las directivas españolas y europeas en esta materia. La compañía, aprovechando esta experiencia previa y el conocimiento de Enel (que ya opera un sistema de telegestión similar para más de 35 millones de clientes en Ita-lia), ha desarrollado una nueva generación de contadores basada en la última tecnolo-gía disponible y se ha adelantado al plazo que marca la legislación para su implemen-tación masiva.

Este cambio en la relación con el cliente es sustancial en cuanto que es él quien direc-tamente puede comunicarse con la distri-buidora, para solicitar cualquier cambio o necesidad que requiera. Este sistema fun-ciona como un contratista automático.

Los servicios que ofrece la Telegestión al usuario y a la red eléctrica favorecen a mul-titud de futuras aplicaciones de las redes inteligentes, tales como la infraestructura necesaria para los vehículos eléctricos y los servicios de valor añadido.

Elementos del sistema de Telegestión

El elemento principal del sistema de tele-gestión es el contador eléctrico, de última generación, que sustituirá al antiguo de los clientes domésticos y pequeñas empresas con una potencia contratada inferior a 15 kW. Es, por decirlo de alguna manera, el nexo de unión entre las compañías y los clientes. Es el elemento que nos dirá cuán-to, cómo y cuándo consume electricidad nuestro cliente, y aportará información so-bre qué necesidades tiene y sobre cómo podemos ayudarle a gestionarlas.

Los contadores de toda la vida sólo nos han permitido la lectura de consumo en un mo-

mento dado. Una lectura que tenía que ser hecha, generalmente, por un operario que la distribuidora enviaba periódicamente al suministro. La tecnología desarrollada has-ta entonces no ha permitido poder medir los milivatios de millones de pantallas de televisión o cualquier electrodoméstico que de manera “durmiente” consumían un hilo inapreciable de energía para las empresas suministradoras. Los contadores de teleges-tión difieren de todo lo conocido con ante-rioridad. La evolución de las comunicacio-nes, el desarrollo de las redes inteligentes y la mejora de las nuevas tecnologías permi-ten, hoy en día, llegar hasta donde antes no habíamos sido capaces.

El concentrador (uno de media por cada 200 contadores instalados) es el elemen-to intermediario que canaliza toda la infor-mación que cada contador genera, hacia los sistemas comerciales de Endesa que se encargan de analizar y actuar en caso necesario, bien porque lo requiera la red o bien porque el propio cliente sea quien lo determine.

La red eléctrica como transmisor de datos

Para que la información fluya con rapidez y fiabilidad es necesario desarrollar un sis-tema que permita hacer todas las opera-ciones necesarias de esta manera. En todo sistema informativo o comunicativo existe un emisor, un canal y un receptor. Un siste-ma, como es el de la telegestión, requiere también importantes inversiones en el de-sarrollo de estas nuevas comunicaciones. El conocimiento de las redes y los sistemas que antaño se han usado con éxito están hoy obsoletas debido a la gran demanda informativa que requieren consumidores y distribuidoras y han empujado al desarrollo de un nuevo sistema denominado Power Line Communications (PLC).

PLC, puede traducirse por “comunicaciones a través de la línea eléctrica” se refiere a diferentes tecnologías que utilizan las líneas eléctricas convencionales para transmitir datos con propósitos de comunicación. La tecnología PLC aprovecha la red eléctrica

Figura 1

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convirtiéndola en una línea digital de alta velocidad para la transmisión de datos. Ade-más del PLC, la comunicación de datos está reforzada por GPRS que comunican a los concentradores con el sistema central.

Marco regulatorio

Dentro de los retos de eficiencia energéti-ca marcados por la Comisión Europea se enmarca la necesidad de incorporar a los contadores la capacidad adicional de pro-porcionar información más detallada y fre-cuente sobre el consumo y para posibilitar tarifas más flexibles (funciones que los con-tadores antiguos no permiten). Existe una regulación a nivel español y euro-peo, que se especifica en los requerimientos recogidos en el Real Decreto 1110/2007 y en las órdenes ITC /3022/2007 e ITC/3860/2007, que establece el desplie-gue progresivo de la Telegestión en España, por parte de la distribuidora eléctrica, hasta final del año 2018. El objetivo de Endesa es sustituir hasta 13 millones de suministros para finales de 2015, tres años antes de lo establecido por el marco regulatorio.

Implantación

Un proyecto de esta magnitud requiere la coordinación de muchas personas con ex-periencia en organización y dirección de equipos y que, a su vez, conozca los entre-sijos de la Telegestión como tal, desde sus características y funcionalidades hasta sus posibilidades como sistema general.

Nuestro equipo humano ha recibido forma-ción específica no sólo para conocer y com-prender el proyecto y los elementos que lo conforman, sino también para poder dar respuesta a las preguntas que este nuevo

canal de comunicación pueda generar a los consumidores. En este año 2010 habremos instalado 150.000 contadores en las principales ca-pitales de las CCAA donde Endesa distribu-ye (Cataluña, Baleares, Aragón, Andalucía, Extremadura y Canarias).

La instalación del nuevo contador es muy sencilla y se realiza de la misma manera y en el mismo emplazamiento que la instalación de un contador tradicional, salvo en el último paso de activación y programación inicial a través de un terminal portátil con sonda ópti-ca. Este paso es necesario para comprobar la correcta instalación y configuración del con-tador para su operación remota.

Con este plan en curso de instalación de con-tadores, concentradores y comunicaciones y con la implantación ya realizada de los siste-mas informáticos, Endesa consigue que la te-legestión esté operativa desde el primer día.

El Centro de Operación del Sistema de Telegestión es el lugar desde donde se controlan las operaciones automáticas del sistema, desde su integración con los siste-mas comerciales hasta la ejecución de los trabajos en los contadores inteligentes.

Entre las funciones de un centro de este tipo destacan la configuración de la red con

la puesta en servicio de los concentradores y la detección de los contadores asociados a cada Centro de Transformación, el control de las operaciones automáticas proceden-tes de los sistemas comerciales que obe-decen a las necesidades de los clientes: lectura de ciclo, lecturas puntuales, altas y bajas de contratos, cambios de potencias y tarifas, cambios de mercado, etc

Además realiza operaciones técnicas pro-pias del sistema para mantener su operati-vidad: cambios de firmware de contadores y concentradores, parametrización de las comunicaciones GPRS, configuración de concentradores, etc, y la gestión y control de las incidencias que afectan al sistema con el fin de garantizar el funcionamiento óptimo de la Telegestión

El número de operaciones anuales pre-vistas para los 13 millones de clientes de Endesa se puede enumerar de la siguiente manera:

• 156 millones de lecturas de ciclo,• 500.000 lecturas puntuales en respuesta

a peticiones de clientes,• 1 millón de altas y bajas de contratos,• 1,2 millones de cortes y reconexiones,• 500.000 cambios de potencia,• 500.000 cambios de tarifa,• 2 millones de cambios de comercializa-

dora.

Actualmente suponen 11,5 millones (*) de suministros repartidos territorialmente en seis Comunidades Autónomas

Andalucía y Badajoz: 4,7 Mill 41,2%

Cataluña: 4,1 Mill 36%

Canarias: 1,1 Mill 9,7%

Aragón: 0,85 Mill 7,4%

Baleares: 0,65 Mill 5,7%

(*) Con el crecimiento vegetativo esperado se llegará hasta los 13 millones en 2015

Tabla 1



Conclusiones

La Telegestión de Endesa constituye la base tecnológica para la evolución hacia las redes inteligentes lo que supone una apuesta por la vanguardia tecnológica para reforzar nuestro compromiso con la eficiencia energética y la sostenibilidad.

La información más frecuente, sobre el consumo de los clientes, y la flexibilidad que proporciona la nueva tecnología posibilita a las empresas comercializadoras ofrecer nuevos tipos de tarifas a los clientes. Con esto, los clientes podrán planificar mejor su consumo y así realizar un consumo doméstico más inteligente, reduciendo en general las puntas de demanda de energía del sistema eléctrico.

Entre las principales ventajas referentes a la relación con el usuario destaca la posibilidad de realizar remotamente las operaciones de alta, baja, cortes, reconexiones, control de potencia y cambios de tarifa de forma inmediata y sin intervención del usuario ni de un operario de la empresa. Además, la telegestión facilitará una lectura exacta y en plazo y posibilitará la programación a distancia de esquemas avanzados de tarifas que permitan una facturación más flexible.

Con respecto a la propia red eléctrica estos nuevos sistemas permitirán una información más fiable sobre su comportamiento con lo que mejora la toma de decisiones de explotación, contribuye a una mayor flexibilidad ante cambios regulatorios y mejora la calidad de la información, y permite avanzar en la eficiencia global del sistema eléctrico. n


El futuro de las reservas estrategicas de petróleo y de los protocolos de emergencia

Energía y desarrollo constituyen un bino-mio prácticamente indisoluble. Existe

una relación directa entre consumo energé-tico y crecimiento económico. Esta relación se ha mantenido desde el inicio de la hu-manidad y, de forma muy especial, desde la revolución industrial del siglo XIX.

A su vez, esta realidad ha conformado otra: asegurar la disponibilidad de energía ha requerido tantos esfuerzos como la propia producción y distribución de la misma. Y es que acceder a fuentes energéticas fiables en todo momento y a un precio cierto no es una tarea sencilla en la mayoría de los casos.

La era del petróleo que, ahora, parece que empieza a ver su madurez, se inició en el último tercio del siglo XIX desplazando de forma abrupta otros modos de generar energía en gran parte de los sectores por su versatilidad, coste y eficiencia frente a las fuentes anteriores. Sin embargo, a medida que el consumo energético mundial se acomodaba al petróleo propiciando el de-sarrollo económico, también se incrementó

Pedro Miras SalamancaDirector de Petróleo. Comisión Nacional de Energía.Vocal de la Corporación de Reservas Estrategicas.Presidente del Grupo SEQ (Standard Group on Emergency Questions) de la Agencia Internacional de la Energía

reservas de crudo y productos y la creación de protocolos para su utilización. En el año 1974 se crea la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y en diciembre de 1975 el Congreso de los Estados Unidos aprueba la Energy Policy and Conservation Act (EPCA) incluyendo la creación de la Strategic Pe-troleum Reserve (SPR) como primer inten-to de asegurar el suministro de productos petrolíferos en caso de crisis. Por su parte, en Europa también algunos países toman medidas del mismo tipo. En 1976 El Reino Unido crea British Oil National Corporation (BNOC) y en 1978 Alemania crea el orga-nismo Erdölbevorratungsverband (EBV) para la tutela de sus reservas entre otras acciones del mismo tipo por parte del resto de países. Por último, en España se crea en 1994 la Corporación de Reservas Estratégi-cas (CORES) con responsabilidades en el sistema de reservas de productos petrolí-feros.

El organismo que se ocupa de la garantía de suministro a nivel mundial es la AIE. Creada en 1974, tras la firma del “Acuerdo sobre un Programa Internacional de la Energía” se

la preocupación por su disponibilidad apa-reciendo entonces el concepto de garantía de suministro.

Los temores relacionados con la garantía de suministro se hicieron realidad en los años setenta, cuando ya la producción de energía y, por lo tanto, el desarrollo estaban basados en la disponibilidad de petróleo. Entre los años 1965 y 1972, el petróleo re-presentaba un 47% del consumo energé-tico mundial, con una media anual en ese periodo cercana a 2.000 Mtep (millones de toneladas equivalentes de petróleo). En el año 1973 estalla la que paso a llamarse “cri-sis del petróleo” (posteriormente llamada primera, dado que no fue la última) ponien-do de manifiesto la necesidad de dedicar máximos esfuerzos a propiciar que aquellos países con dependencia externa de fuentes energéticas redujeran su vulnerabilidad.

Consecuencia de la crisis del petróleo y vistos sus efectos potenciales los países empiezan a reaccionar buscando sistemas de protección. La primera medida que se adopta es propiciar el almacenamiento de


El futuro de las reservas estrategicas de petroleo y de los protocolos de emergencia

constituye como organismo multilateral de carácter consultivo en el seno de la OCDE. Sus objetivos son reducir la dependencia de las importaciones de petróleo de sus miembros, sentar las bases para una co-operación efectiva en sus políticas energé-ticas y hacer frente, de forma coordinada, a cualquier crisis energética. Este último aspecto propició de forma casi inmediata la puesta en marcha de un programa inter-nacional de almacenamientos estratégicos.

Sin embargo, el primer aspecto que hubo que tratar para permitir una correcta coordi-nación de las distintas políticas y fomentar un programa de almacenamientos estraté-gicos fue la diferente organización del siste-ma en cada país. Con objeto de solventar esta situación, la AIE incorporó, como una de las primeras medidas, un sistema ho-mogéneo de corresponsabilidad de obliga-ción de mantenimiento y disponibilidad de existencias mínimas de seguridad de crudo y productos petrolíferos que, con algunas modificaciones, pervive hasta hoy.

Por otro lado, no solamente la Agencia In-ternacional de la Energía se ha ocupado, en su ámbito, del aseguramiento del su-ministro de productos petrolíferos, también la Unión Europea ha mostrado, desde su creación, preocupación en el tema. En concreto dos de los tres Tratados constitu-tivos de las Comunidades Europeas tienen relación directa con este asunto: el Tratado CECA y el Tratado EURATOM. La adopción de estos dos tratados obedeció a la necesi-dad de garantizar a los países que formaban la Comunidad un suministro regular de car-bón y combustibles nucleares.

En este ámbito, los Estados miembros de la Unión Europea se dotaron también de una regulación específica sobre seguridad de suministro de productos petrolíferos. Los seis Estados fundadores de la, entonces,

Comunidad Económica Europea adopta-ron, con carácter previo a la creación de la AIE, la Directiva 68/414/CEE del Consejo, de 20 de diciembre de 1968 por la cual se obligaban a mantener un nivel mínimo de almacenamientos de petróleo corres-pondiente a 65 días de consumo interior. Posteriormente, en 1972 mediante la Di-rectiva 72/425/CEE del Consejo, de 19 de diciembre este mínimo aumentó hasta el nivel actual de 90 días.

Más tarde, con objeto de mejorar los me-canismos de mantenimiento se aprueba la Directiva 98/93/CE del Consejo, de 14 de diciembre de 1998, que modifica la citada Directiva 68/414/CEE para introducir me-canismos mediante criterios fiables y trans-parentes basados en la solidaridad entre Estados miembros y en una correcta aso-ciación entre el Gobierno y la industria para un eficaz mantenimiento de las reservas.

Por último, la reciente aprobación de la Di-rectiva 2009/119/CE del Consejo de 14 de septiembre de 2009, ha supuesto una mejora de los mecanismos de seguridad de suministro en los estados de la UE. En concreto, se han ampliado los requerimien-tos de información, se propicia la creación de agencias estatales y, lo más relevante, se modifican los criterios de contabilización para acercarlos a los de la AIE evitando la duplicidad de acciones de aquellos estados de la UE que también son miembros de la Agencia.

Así, el objetivo, tanto de la AIE como de la UE en este campo, aún hoy vigente, es posibilitar el funcionamiento a medio pla-zo de las economías de los distintos esta-dos miembros en caso de problemas de abastecimiento de energía y especialmente de petróleo. El instrumento principal para alcanzar este objetivo es la obligación de mantenimiento de un stock de crudo y pro-

ductos que permita sustituir el suministro en caso de crisis. La metodología adoptada por la Agencia y, recientemente asumida por la UE, en sus líneas principales fija una cantidad mínima de reservas a mantener por cada país, denominado existencias mí-nimas, tomando como base de cálculo de las obligaciones de existencias mínimas, una cantidad equivalente a, como mínimo, 90 días de las importaciones netas del año natural precedente. Este sistema reconoce ciertas excepciones y, en concreto, que los países productores, por el hecho de mante-ner reservas en su territorio pueden llegar a estar totalmente exentos de la obligación. España es miembro signatario y fundador de la Carta de la AIE por lo que está obli-

gada a cumplir con todos los requisitos de la misma.

Este modelo ha estado operativo durante los últimos casi 40 años con pocos cambios y los resultados han sido satisfactorios. To-das las amenazas de estrangulamiento del suministro de petróleo que se han produ-cido en el pasado han sido superadas con los sistemas de emergencia disponibles sin afectar de forma sostenida al desarrollo económico.

Así, desde la creación de la Agencia se han producido al menos siete situaciones de retirada de los mercados de cantidades sig-nificativas de petróleo con interrupciones pico de casi 6 millones de barriles al día. La reciente y más significativa para la AIE porque supuso la activación de todos los sistemas de emergencia de la Agencia, ocu-rrió en septiembre de 2005 por los efectos del huracán Katrina en el Golfo de México, al afectar a un suministro cercano a los 1.5 millones de barriles al día.

Sin embargo, el nuevo siglo parece haber traído nuevos escenarios. La sociedad ha evolucionado y los requerimientos de la

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misma también. Así, la percepción es, des-de hace algunos años, la de estar en una “encrucijada energética”. La Unión Europea ya en su documento “Una política energé-tica para Europa” aglutinó los retos futuros relacionados con la energía en tres líneas. Dos son conocidos y tratados desde hace tiempo, la seguridad de suministro y la in-fluencia del precio de la energía en la com-petitividad. El tercero, aun siendo conocido, parece ser nuevo: el impacto en el medio ambiente.

Estos retos resultan complejos e involu-cran disciplinas muy diversas. Los aspectos geoestratégicos que derivan de la asimetría geográfica de oferta y demanda, así como los desarrollos tecnológicos que afectan la duración de las reservas son factores antiguos en la componente de seguridad. El comportamiento de los mercados y su difícil predicción afectan a todas las áreas por igual, sin embargo, otros aspectos ta-les como la elasticidad oferta-demanda o la componente fiscal presentan condicionan-tes más locales. Por último, la sensibiliza-ción social frente a la producción de ener-gía de forma sostenible y limpia propicia la búsqueda de combustibles más limpios y el desarrollo de energías alternativas. Estos aspectos hacen necesario un enfoque más amplio de la garantía de suministro.

Todos los escenarios futuros aseguran que el papel de los combustibles fósiles va a continuar siendo relevante durante muchos años. Y no solamente por su participación en la demanda sino por el papel de respal-do para el resto de energías. Así, la propia Agencia Internacional de la Energía prevé que continúe el crecimiento de la demanda mundial de crudo en sus proyecciones para 2015 y 2030. Partiendo de una demanda de crudo de 84,7 MBbl/d (millones de ba-

rriles/día) en el año 2008, se prevé, para el año 2015, un consumo de 88,4 MBbl/d, mientras que para 2030 la previsión de de-manda es de 105,2 MBbl/d, casi un 30% de la demanda mundial1.

Es por ello que el mantenimiento de un sis-tema de reservas energético en su sentido amplio es tan importante. En este contexto, el papel de la AIE, máximo exponente de la gestión supranacional de reservas y pro-tocolos de emergencia, no se va a ver dis-minuido, antes al contrario, aumentado. Lo que sí parece claro es que debe evolucionar para ajustarse a los nuevos retos.

En concreto, es preciso estudiar los siguien-tes aspectos que pueden suponer cambios relevantes en los sistemas actuales de seguridad de suministro en los próximos años. La necesidad de mejorar la coordina-ción de acciones en casos de emergencia, el papel de los países no miembros de la AIE y la forma de integrar el gas natural y otras fuentes primarias de energía requie-ren respuestas nuevas.

En primer lugar, es preciso remarcar que la coordinación de acciones en casos de emergencia es el factor clave para la eficien-cia de las medidas adoptadas por la AIE en este tipo de situaciones. Se podría decir que el “core bussines” de la Agencia es tener perfectamente preparados los protocolos de reacción en caso de interrupciones de suministro energético y, más concretamen-te, petrolero.

Los principales instrumentos para mante-ner el sistema de emergencia en estado de alerta son las revisiones de los países y los ejercicios de simulación. La revisión de los países consiste en el examen periódico de los protocolos de emergencia nacionales

por parte de equipos de trabajo liderados por la propia Agencia. En ellos no sólo se ca-lifica la adecuación de los mecanismos de cada país a los criterios comunes sino que se proponen soluciones específicas a los problemas concretos que surgen de cada revisión con el objetivo de mejorar la contri-bución individual a las acciones colectivas.

Todos los países miembros están obligados a someterse a este test de forma periódi-ca una vez cada cuatro años aproximada-mente. Los resultados de cada revisión se examinan en el Comité de Emergencia de la Agencia (Standard Group on Emergency Questions – SEQ) en el que se encuentran representados todos los países y en el cual los examinados se comprometen a adoptar las recomendaciones que surjan del exa-men. También sirve como reflexión indivi-dual sobre posibles mejoras a adoptar en el sistema de cada país. Durante el último ter-cio de este año está prevista la revisión de España cuyos resultados se espera sean tan satisfactorios como en ediciones anteriores.

La segunda herramienta son los ejercicios de simulación (Emergency Response Re-view, ERE). Periódicamente, la Agencia programa simulaciones de situaciones de emergencia que permiten ver si los siste-mas funcionan de forma correcta. En ellos se plantea un supuesto concreto y se da aviso del mismo a los países haciendo que pongan en marcha sus protocolos. En con-creto se solicita la hipotética contribución en volumen que cada país aportaría al mer-cado en ese caso y la vía que utilizarían para ello (puesta al mercado de stocks comer-ciales o gubernamentales o restricciones de demanda). Adicionalmente se ponen a prueba los protocolos de comunicación al mercado y entre la Agencia y ciertos actores muy relevantes (Unión Europea y OPEP).

1 World Energy Outlook 2009. Agencia Internacional de la Energía.



Terminado el ejercicio, el grupo SEQ es-tudia el funcionamiento conjunto del sistema y las mejoras que sean precisas efectuar. Durante 2010 se está llevando a cabo el ERE5 por medio de un ejerci-cio de simulación realizado en cada uno de los países en el mes de febrero que será completado con otro presencial en la sede de la Agencia en Paris en el mes de noviembre que contará con la parti-cipación de ciertos países no miembros de la AIE.

En este ejercicio están involucrados los 28 miembros de la Agencia y también otros que, no perteneciendo a la misma, han se-guido el proceso. El ejercicio de simulación planteó un caso de interrupción a nivel mundial con una hipotética retirada de cer-ca de 90 millones de barriles durante 30 días. La simulación ha resultado un éxito de participación y eficacia en el manejo de los protocolos y ha servido como test para un caso real. Es de destacar que más del 95% del volumen teórico a aportar por los países proviene de la hipotética liberación de stocks en su mayor parte públicos, sien-do las medidas de restricción de demanda casi testimoniales.

Sin embargo, es preciso continuar mejo-rando la efectividad de estas medidas. Por un lado, la coordinación entre todos los intervinientes es crecientemente compleja porque el número de países aumenta y la participación real de los miembros de la AIE es cada vez menor en la matriz ener-gética mundial. Por ello la propia Agencia se plantea en estos momentos la forma de mejorar los mecanismos de coordina-ción. Del resultado de las mismas podrían aparecer cambios en los sistemas de se-guridad que afectarían directamente a los países miembros toda vez que las decisio-nes adoptadas en el seno de la AIE son de obligado cumplimiento.

Así, aspectos tales como la poca utilización de los sistemas de restricción de deman-da es posible que haga recapacitar sobre la necesidad de mejorar las actuaciones en este campo. También es de esperar una mejora en los sistemas de coordinación con los países no miembros de la Agencia tal y como se planteará más adelante. No es de descartar, además, la posibilidad de in-crementar la frecuencia de estos ejercicios dado que resultan un test imprescindible no solo para mejorar el proceso y mantener un nivel de entrenamiento adecuado sino también, para conocer los tipos de respues-ta que cada país puede utilizar. En segundo lugar y, como ya se ha apunta-do, la intervención de los países no miem-bros de la Agencia en el sistema de reservas es uno de los puntos cruciales del futuro del modelo. La participación en el consumo mundial de petróleo de este colectivo ha ido en aumento en los últimos años, alcan-zando un 46,4% en 2009 frente al 37,7% del año 2000. La tendencia, además, es creciente, dado que gran parte de estos paí-ses presentan poblaciones muy elevadas y consumos per cápita muy bajos. Así, la propia Agencia prevé que para el año 2030 el 58% de la demanda mundial tendrá su origen en estas áreas.

En efecto, la población agregada de China, India, Brasil e Indonesia suma casi 3.000 millones de habitantes, con un consumo de 15.976 miles de barriles diarios, que en comparación con el promedio de los paí-ses de la OCDE (45.464 miles de barriles/día) da idea del crecimiento posible de este bloque. Además es de esperar que este crecimiento se produzca, mayoritariamen-te, en energías convencionales dado que atienden a consumos muy básicos.

La AIE, consciente de esta realidad, y en aras a afrontarla está reflexionando sobre si

el sistema debe modificarse y en qué me-dida. Sin embargo, la cuestión es en qué modo es posible integrar en las acciones de emergencia a países que no están bajo la disciplina de la Agencia sin desvirtuar los objetivos de la misma.

Las primeras acciones ya se han llevado a cabo mediante acercamiento a aquellos países que resultan más relevantes des-de el punto de vista de consumo. Se han mantenido reuniones bilaterales y “works-hops” con la mayoría de ellos, en los que se han mostrado los sistemas de captura y tratamiento de datos de la Agencia, se han presentado los protocolos de actuación en caso de emergencia y se han recomendado acciones concretas.

Sin embargo y, más allá de las acciones más o menos formativas, queda por defi-

nir el modo de participación real de estos países en el sistema y, de forma especial, en el caso de una emergencia. En cualquier caso no hay que olvidar que, dado que no pertenecen a la OCDE, no es posible su presencia en los órganos de gobierno de la Agencia con el tratado actual no estando, además, vinculados a sus decisiones. Es por esto que la única vía parece ser concretar acuerdos bilaterales de cooperación que serán, posiblemente, distintos según el país.

Esta función resulta especialmente comple-ja y necesaria. Compleja porque existen cri-terios muy dispares entre los propios países de la Agencia y porque los países objeto de una posible cooperación no son tampoco homogéneos. El trabajo en la actualidad está centrado en encontrar un marco co-mún de actuación que permita afrontar cada acercamiento con criterios claros.

Las líneas que parecen ser básicas en este tipo de cooperación, se centrarían en los mencionados acuerdos bilaterales flexibles,

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en función de las características de cada país, transparencia y reciprocidad en el in-tercambio de información y datos y com-promiso a la hora de participar en situacio-nes de emergencia reales. Sin embargo, la tarea no es sencilla dada la asimetría de mercados entre los miembros de la Agen-cia y muchos de los potenciales candidatos.

Otro factor a considerar es la creciente im-portancia de las compañías nacionales de estos países frente a las tradicionales com-pañías energéticas propias de los mercados más abiertos. Con esquemas empresariales no siempre homologables a las corporacio-nes no estatales y acceso a financiación en condiciones no siempre transparentes estas compañías compiten en los mercados en condiciones más favorables. Esto hace que su vulnerabilidad sea menor en tiempos como los actuales de gran incertidumbre. Se trata de aspectos a considerar también, toda vez que la participación de las compa-ñías en momentos de crisis resulta esencial al ser ellas las que ponen en el mercado el producto. Las características diferenciales de estas empresas deben ser muy tenidas en cuenta también en estos casos.

Por último, en el lado de la oferta es preciso no olvidar el papel de los países productores. El rol de este grupo cuyo máximo exponente es la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha sido siempre tenido en cuenta para la seguridad del suministro. Es preciso recordar que son parte esencial del sistema dado que con 1.029 miles de millones de barriles, mantienen el 77% de las reservas2 y, lo más importante, aquellas que resultan más accesibles y económicas. Resulta necesario, por lo tanto, procurar in-tegrar el papel de estos países en el nuevo

modelo. Las líneas de trabajo pasan por una creciente coordinación en los casos de inte-rrupción de suministro y un mantenimiento fluido de intercambio de información. La AIE trabaja en este sentido y mantiene esta coor-dinación como parte de sus protocolos.

El tercero de los aspectos que, seguramente harán cambiar parte de los sistemas de se-guridad de suministro actuales es el referido a la integración de fuentes primarias alter-nativas al petróleo. En efecto, el gas natural tiene una participación muy relevante en la matriz energética mundial, equivalente al 24% en 2009, alcanzando 1250 millones de toneladas equivalentes3.

Sin embargo, y a pesar de la importancia de esta fuente no existen programas que per-mitan afrontar una crisis de suministro glo-bal en el mismo sentido que lo hay para el petróleo. Seguramente la causa está en la logística diferencial del gas natural frente al hidrocarburo líquido. La gran mayoría del tra-siego de gas natural en el mundo se realiza vía gasoducto (73% en 2009)4 lo que signi-fica que una parte muy sustancial de países tienen muy reducidas sus posibilidades de diversificación de aprovisionamientos. Tam-poco existen en la mayoría de los casos, al-macenes de gas distintos de los yacimientos naturales. Esto implica que las posibilidades de suministrar al mercado global para supe-rar interrupciones más o menos localizadas sea mucho más difícil que en el caso del petróleo.

Aspectos tales como la cobertura de gas con combustibles alternativos en casos de emergencia locales, sin embargo, ya se en-cuentran reflejados en la Directiva Europea 2009/119/EC de 14 de septiembre de

2009. La AIE estudia también medidas a adoptar por sus países miembros en este sentido y de forma especial estudia fijar los protocolos que permitan el uso de los stocks de seguridad de petróleo para mitigar crisis locales.

Sin embargo, aún no existen protocolos de actuación coordinada en crisis globales sien-do éste uno de los asuntos más relevantes afrontar en el futuro. La promoción de plan-tas de licuación de gas para su exportación a mercados no conectados por tubería y sus consiguientes plantas de regasificación para la recepción del gas parecen ser básicas dado que aportan flexibilidad de abasteci-miento. En cualquier caso, e independiente de esta solución que requiere de cuantiosas inversiones, es preciso avanzar en sistemas de corresponsabilidad similares a los del pe-tróleo. Los ejercicios de emergencia que de-sarrolla la AIE prevén la incorporación de su-puestos de falta de suministro de gas natural ayudarán a estudiar este tipo de situaciones.

Por último y, a más largo plazo, se deben afrontar los supuestos relacionados con fal-tas de suministro energético global que pro-vengan del resto de energías. La creciente participación de las renovables que aportan ya entorno al 7% mundial, con un carácter muy distinto de los hidrocarburos, recomien-da también un análisis desde la perspectiva de la garantía de suministro. Esta aproxima-ción no se ha producido aun desde un en-foque sistemático pero será ineludible en los años futuros dado que se trata de una parte esencial de la matriz energética mundial.

Como conclusión, los actuales sistemas de reservas y protocolos de emergencias de-ben evolucionar con objeto de ajustarse a la

2 BP statistical Review of World Energy 2010.3 Annual Statistical Supplement 2010 Edition. Agencia Internacional de la Energía.4 CEDIGAZ y BP statistical Review of World Energy 2010



cambiante realidad energética. La Agencia Internacional de la Energía como máximo exponente de un sistema coordinado mul-tinacional que vela por la seguridad del su-ministro energético, ha demostrado estar a la altura de las circunstancias desde su crea-ción y también lo estará en esta coyuntura.

Por ello, resulta esencial apoyar las actua-ciones que se produzcan en este campo. No se trata de un apoyo solamente insti-tucional o, más o menos teórico, se trata de participar activamente en el diseño de la estrategia y definición de futuro mediante

la presencia en sus órganos internos, gru-pos de trabajo y worshops con objeto de alcanzar un sistema lo más seguro posible y acorde con los nuevos retos energéticos.

España ha contado desde el inicio con un sistema bien preparado pero, curiosamen-te, no siempre ha tenido un papel activo en estos organismos. Esto no solo supone que la capacidad de influencia para que se adopten sistemas cercanos al nuestro haya sido discreta sino que ha influido en el poco desarrollo externo en este campo de nues-tras empresas e instituciones.

La Corporación de Reservas Estratégicas, la Comisión Nacional de Energía y el Ministe-rio de Industria Comercio y Turismo, tienen mucho que aportar y su conocimiento y buen hacer debe ser potenciado también en foros internacionales. Es preciso afirmar que ya se está en camino y la participación de la administración española en la AIE es cada vez más importante y reconocida. Pero es necesario que las empresas acompañen también este movimiento y dediquen es-fuerzos adicionales en este campo. Segu-ramente no se verán los resultados a corto plazo pero, sin duda, aparecerán. n


El Derecho de la Energía en la práctica profesional internacional

Constituye un honor para mí, como Pre-sidente de Gómez Acebo & Pombo

Abogados, participar en este acto de clau-sura de la Segunda Edición del Curso Avan-zado de Derecho de la Energía, por lo que mis primeras palabras deben ser de agrade-cimiento hacia sus organizadores y al Club Español de la Energía.

A lo largo de mi intervención de hoy voy a tratar de exponeros los retos a los que se enfrenta el sector energético desde una perspectiva global, con el fin de tratar de determinar las necesidades que demanda el sector desde el punto de vista del capital humano.

Como bien sabéis, el mercado energético ha experimentado un proceso de transfor-mación importante en estos últimos años que promete intensificarse en un futuro. To-dos los aquí presentes somos conscientes no solo de este proceso, sino también de que el mismo no ha terminado.

Sin embargo, los retos que nos plantea el fu-turo no han cambiado mucho respecto a los planteados hace 25 años en la medida en

Fernando Pombo GarcíaPresidente y Socio Fundador, Gomez Acebo y Pombo

el tema de mi intervención, ha quedado evi-denciado que la actuación de la Unión Eu-ropea como “unidad” es mejor recibida por la Comunidad internacional que la actuación aislada de sus Estados miembros.

Por otro lado, no nos podemos olvidar de las consecuencias que la crisis económica mun-dial está provocando en las empresas que operan en este ámbito. El panorama econó-mico ha generado, a nivel mundial, recortes significativos de las inversiones destinadas al sector energético, lo que ha conllevado retra-sos en la puesta en marcha de proyectos y/o cancelaciones de los mismos.

Ahora bien, a pesar de las dificultades que atraviesa el sector, o igual por su propia com-plejidad, no son pocos los retos y las opor-tunidades de crecimiento que se presentan dentro del mismo para los profesionales de todos los ámbitos, siempre que sean capaces de desenvolverse en un entorno altamente cambiante y cada vez más espe-cializado.

Me refiero, en concreto a temas como la se-guridad de abastecimiento, la independen-

que la energía es un bien necesario. La hu-manidad consume en la actualidad cincuenta veces más energía que hace un siglo y este aumento de las necesidades energéticas es progresivo, planteándose en la actualidad nuevos problemas y reflexiones a los que los mercados y los Gobiernos deben adecuarse.

Centrándonos en la dimensión comunita-ria, observamos que la Unión Europea se encuentra en un momento crucial, pues debido a la escasez de recursos a la que se enfrenta y la limitada capacidad de almace-namiento de energía de la que dispone, es difícil que pueda poner fin a su dependen-cia energética del exterior.

Además se aprecia cierta incoherencia entre el modelo liberalizado del mercado energé-tico, cuyas bases y principios se encuentran de sobra fijados, y el modelo y las estructuras empresariales hacia las que caminan sus Es-tados, pues a lo largo de estos años hemos asistido a cierto proteccionismo por parte de los Gobiernos respecto a estas empresas.

Con todo, dejando de lado los modelos na-cionales a los que no me quiero remitir dado



cia del suministro, la mejora de la eficiencia, la sostenibilidad y lucha contra el calenta-miento global, el aumento de la competi-tividad de sus empresas frente al mercado global y, por supuesto la seguridad jurídica, tan en boca del sector en estos días.

Veamos por tanto, los principales retos a los que se enfrenta el sector entendido en su vertiente más global:

El primer reto, que no es nuevo, es sin duda la seguridad de suministro.

Las tensiones acontecidas en el aprovisio-namiento de gas a determinadas zonas geográficas, especialmente en Europa, no deja de provocar una gran preocupación por la seguridad de suministro y una de-pendencia energética del exterior que no logramos superar.

Nuestra dependencia respecto de las im-portaciones va en aumento: si no consegui-mos otorgar una mayor competitividad a la energía autóctona, en los próximos 20 o 30 años un 70% de las necesidades energéti-cas de la Unión se satisfarán mediante pro-ductos importados, frente al 50% actual.

Todo ello implicará contar con las infraes-tructuras precisas de generación, transfor-mación y distribución y de un marco de fun-cionamiento del mercado claro y estable.

Debe avanzarse de forma sustancial en el campo de las interconexiones eléctricas y gasisticas dentro de Europa con el fin de contribuir a fomentar un mercado de la energía en la Unión Europea dotándolo de mayor competitividad y garantía de sumi-nistro.

Por otro lado, cuestiones como el cambio climático plantean nuevos retos que no pueden ser negados por nadie y a los que

es necesario dar respuesta. Y cuando de cambio climático hablamos, es necesario fi-jar objetivos ambiciosos, que no temerarios, pues es el problema medioambiental más preocupante a escala planetaria.

Como curiosidad, puedo deciros que se espera que, entre la fecha actual y el año 2030, la demanda mundial de energía y las emisiones de CO

2 aumenten aproxima-damente en un 60%, con el consiguiente efecto calentamiento.

Esta situación, que no es sostenible ni desde el punto de vista medioambiental ni desde la perspectiva de la seguridad de suministro, constituye una de las mayores preocupaciones de los líderes políticos y de las instituciones.

Desde multitud de foros se apunta al cam-bio de tecnologías, renovables frente a las tradicionales, como soporte de las so-luciones al reto de asegurar el suministro energético, en condiciones que aseguren el crecimiento económico y la competitividad.

Este cambio de tecnologías contribuye asi-mismo a mitigar los efectos sobre el clima y el medio ambiente, cuestiones que todos los países tendrán que afrontar en los próxi-mos años.

Sin duda, el apoyo de la Unión Europea –y consecuentemente de sus Estados miembros-, a las energías renovables, su determinación de estar a la cabeza en la lucha mundial contra el cambio climático, el objetivo de ahorrar un 20% del consu-mo energético en el territorio comunitario o de adoptar, de forma horizontal, medidas de eficiencia energética está conllevando la adopción de medidas dispares y ha creado, en este mercado, el caldo de cultivo idóneo para dar respuesta a las ambiciones de mu-chos profesionales así como para deman-

dar nuevas especialidades que se adecuen a las actuales necesidades.

Finalmente me gustaría incidir en la idea de que ante estos retos que os estoy co-mentando, una buena regulación puede, sin duda, contribuir al ahorro y eficiencia energética, al control de emisiones, o al im-pulso de tecnologías de generación a partir de fuentes renovables de energía.

Creo fielmente que una regulación adecua-da y por supuesto un marco jurídico estable es la clave del éxito de todo “mal mercado y de sus imperfecciones”.

Las empresas del sector no se cansan de reclamar una estabilidad jurídica que garan-tice y promueva sus inversiones con el ob-jetivo de favorecer su desarrollo industrial, lo que a su vez contribuirá a la creación de empleo e incremento del potencial expor-tador de la industria.

Como vemos, todos los retos que implíci-tamente configuran el sector energético ac-tual requieren de una estrategia profesional e interdisciplinar que nos permita afrontar, y sacar provecho de los desafíos derivados.

De lo dicho se deduce que el profesional del derecho ha de desarrollar su actividad en un marco multidisciplinar, tanto porque todas las disciplinas jurídicas se encuentran comprometidas (derecho administrativo, derecho mercantil, derecho fiscal, derecho penal) como porque éstas se entrelazan con disciplinas afectas a la ciencia econó-mica y a la tecnología.

Y así, resulta que al abogado que trabaja en el mundo energético se le exige una vi-sión integral de toda el área de influencia de la energía, lo que requiere, de una parte, estudio riguroso de tan complejo ámbito, siendo el Curso que ahora clausuramos

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un ejemplo de tal requerimiento, y de otra parte, experiencia profesional adquirida con paciencia y trabajo.

Además, la práctica jurídica en este sector se desarrolla no solo entorno a clientes na-cionales sino cada vez más con entidades, instituciones, y corporaciones de carácter internacional que actúan en el marco de entorno globalizado. Por ello, el abogado especialista en este campo, debe ser ca-paz de prestar un asesoramiento realista adaptándose a un panorama cambiante y a

marcos jurídicos inestables e incluso contra-dictorios, en la gran variedad de temas que surgen en el día a día de las entidades que se mueven dentro del sector.

Por otra parte, el profesional del derecho, que trabaja en el mundo energético, tan vinculado a los intereses generales y, tam-bién, vinculado a intereses políticos, ha de enfrentarse, sin duda alguna, al virus que pone en riesgo la seguridad jurídica, virus que disfrazándose de “oportunidad políti-ca” trata de inocular la “aplicación alterna-

tiva del derecho”, que pretende explicar su sumisión al interés político.

En tal circunstancia al jurista se le exigirá va-lor, arrestos, para enfrentarse al poderoso y llevar su compromiso con el derecho hasta el triunfo de éste.

De modo que son el estudio, la experien-cia y el vigor moral los requerimientos que nuestro tiempo exige al jurista, en cualquier ámbito de actuación, y muy singularmente, en el mundo de la energía. n


La liquidación del régimen económico previsto para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y las garantías de cobro establecidas para los diferentes conceptos

1. Introducción

Tal y como establece el Capítulo II del Título IV de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico (en adelante LSE), la ac-tividad de producción de energía eléctrica, cuando se realice desde instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 MW, y 1) utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas (siempre que su-pongan un alto rendimiento energético); 2) utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante (siempre y cuando su titular no realice ac-tividades de producción en régimen ordi-nario); o, 3) utilicen como energía primaria residuos no renovables, tendrán la conside-ración de producción en régimen especial,

Marcos Posada Rodríguez y Mª Teresa Martín Alarcón J&A Garrigues, S.L.P.

El esquema de liquidación ha variado con-siderablemente a partir del 1 de noviembre 2009 lo que ha dado lugar a la aprobación de la Circular 4/2009, de 9 de julio, de la Comisión Nacional de la Energía, que atri-buye a dicho organismo la función de liqui-dar la prima, la prima equivalente, los com-plementos y los incentivos, en sustitución de las distribuidoras que venían haciéndolo hasta esa fecha.

En el esquema de liquidación establecido, las diferentes normas que regulan los me-canismos de liquidación para cada sujeto del sistema eléctrico prevén una serie de garantías jurídicas que tratan de evitar o mi-norar el riesgo en caso de que se produzca un impago de algunos de esos conceptos.En este trabajo expondremos brevemente y con carácter general el esquema de liqui-

al que se reconoce una singularidad jurídica y económica frente al denominado régi-men ordinario.

Uno de los derechos esenciales que se atribuye a los productores acogidos a ese régimen especial es el de incorporar la energía eléctrica neta generada al sistema, percibiendo por ello una retribución que varia en función de la opción de venta ele-gida.

El régimen económico reconocido a las instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al régimen especial se concreta en una liquidación que está com-puesta, como se verá, por varios conceptos (precio de venta de energía, prima o prima equivalente, complementos, desvíos, etc.), a liquidar a su vez por diferentes sujetos.

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dación de la retribución a percibir por las instalaciones acogidas al régimen especial que vendan su energía en el mercado de ofertas gestionado por el Operador del Mer-cado1 y las garantías que el sistema prevé para garantizar dichos cobros.

2. El sistema de liquidación de la retribución previsto para las instalaciones acogidas al régimen especial

2.1 El régimen económico de las ins-talaciones acogidas al régimen espe-cial: opciones de venta y conceptos a percibir

El régimen jurídico y económico de la ac-tividad de producción de energía eléctri-ca en régimen especial es el establecido, con carácter general, en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (en adelante Real Decreto 661/2007).

De acuerdo con los artículos 17 y 24 del ci-tado Real Decreto, los productores de ener-gía eléctrica en régimen especial pueden incorporar la energía eléctrica neta genera-da al sistema, percibiendo por ello la retri-bución que a estos efectos se establece2 ,y

que se concreta en alguna de las siguientes opciones:

a) Ceder la electricidad al sistema percibien-do por ello una tarifa regulada expresada en céntimos de euro por kilovatio hora y diferente en función de la cada tipo de tecnología, de la potencia instalada, y en su caso, de la antigüedad de la fecha de puesta en servicio (artículo 24.1 a); ‘o’

b) Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica, perci-biendo el precio de venta que resulte en el mercado organizado o el precio libre-mente negociado, complementado, en su caso, por una prima expresada tam-bién en céntimos de euro por kilovatio hora y diferente en función de la cada tipo de tecnología, de la potencia insta-lada y en su caso, de la antigüedad de la fecha de puesta en servicio (artículos 24.1 b)3

Además, dentro de ese régimen económi-co se prevén también una serie de com-plementos a percibir, en su caso, por las instalaciones en determinadas circunstan-cias (complemento por energía reactiva, complemento específico por continuidad de suministro frente a huecos de tensión para instalaciones eólicas; complemento

de repotenciación de instalaciones eólicas, complemento por eficiencia, etc.)4.

Por otra parte, los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica deben hacer una previsión de la energía que van a generar para que el Operador del Merca-do y el Operador del Sistema puedan llevar a cabo la programación y casación de las ofertas y demandas en el mercado de la electricidad. No obstante, la energía efecti-vamente generada por la instalación puede ser mayor o menor de la programada por diversas circunstancias (p.ej., falta de viento o de sol). En este sentido, la diferencia en-tre la energía programada y la efectivamen-te producida, se denomina desvío y puede ser una cantidad a pagar o a recibir.

2.2 El sistema de liquidación de la re-tribución previsto para las instalacio-nes acogidas al régimen especial

Las instalaciones en régimen especial, in-dependientemente de la opción de venta de la energía eléctrica elegida, deben rea-lizar ofertas en el mercado5 y recibir del Operador del Mercado el importe de dicha energía a precio de mercado (junto a la liquidación de los servicios de ajuste que les pueda corresponder por el Operador del Sistema), lo que se completará con la

1 Hay que tener en cuenta que las instalaciones que hayan optado por la venta a mercado, además de vender su energía en el mercado de ofertas, pueden también hacerlo a través de la firma de contratos bilaterales o en la negociación a plazo.

2 A este respecto, además de lo dispuesto en el citado Real Decreto 661/2007, se debe tener en cuenta también lo establecido en el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para insta-laciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, para dicha tecnología fotovoltaica, así como lo establecido en el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social.

3 Debe tenerse también en cuenta que, a fecha de cierre del presente artículo, está en preparación una nueva norma en la que se prevé que se regule un nuevo régimen económico para las instalaciones acogidas al régimen especial, que podría afectar , según las noticias publicadas, a las instalaciones en funcionamiento.

4 Debe notarse que para la tecnología solar fotovoltaica no se ha establecido ninguna prima.5 Así, tal y como señala el artículo 31 del Real Decreto 661/2007 las instalaciones que hubieran optado por la venta a tarifa realizarán la venta de su

energía a través del sistema de ofertas gestionado por el Operador del Mercado para lo que realizarán ofertas de venta de energía a precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el mercado intradiario de acuerdo con las reglas de mercado vigentes.



prima para la opción de venta a mercado, o la prima equivalente para la opción de venta a tarifa, esto es, la diferencia entre la tarifa regulada y la liquidación realizada por el Operador del Mercado y el Operador del Sistema. En ambos casos se liquidarán también los complementos e incentivos co-rrespondientes.

De esta forma, en la liquidación del régi-men retributivo previsto para las instalacio-nes de producción de energía eléctrica en régimen especial es necesario diferenciar los siguientes conceptos – (i) precio de mercado, (ii) prima o prima equivalente (más los complementos e incentivos); y (iii) desvíos – cuya liquidación corresponde a diferentes organismos, tal y como se ex-pone a continuación –.

• La liquidación de la energía vendida a pre-cio de mercado corresponde al Operador del Mercado, que es el responsable de la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el merca-do diario e intradiario de energía eléctrica. A estos efectos, desde el 30 de junio de 2004, corresponde a la sociedad mer-cantil Operador del Mercado Ibérico de Energía-Polo español Sociedad Anónima (en adelante también OMEL) realizar las funciones encomendadas al Operador del Mercado (Disposición Transitoria Decimo-novena de la LSE)6.

• La liquidación correspondiente a los des-víos producidos se atribuye al Operador del Sistema, cuya función principal es ga-rantizar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordi-nación del sistema de producción y trans-porte. Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima (en adelante también REE) es la sociedad mercantil que ejerce las fun-ciones que la LSE atribuye al Operador del Sistema y gestor de la red de transporte (artículo 34 y Disposición Transitoria No-vena de la LSE).

• Por último, la liquidación de la prima en la opción venta a mercado o la prima equi-valente para la opción de venta a tarifa, así como los complementos e incenti-vos, se le encomienda a la Comisión Na-cional de la Energía (en adelante CNE). La CNE es el ente regulador del funciona-miento de los sistemas energéticos que tiene por objeto velar por la competencia efectiva en los mismos y por la objetivi-dad y transparencia de su funcionamien-to, en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los con-sumidores7.

De acuerdo con lo anterior, a continuación se describe el proceso de liquidación de cada uno de los conceptos que integran el régimen retributivo previsto para las instala-ciones acogidas al régimen especial.

2.3 Liquidación del precio de mercado.

Tal y como hemos señalado, las instalacio-nes de régimen especial, tanto las que hu-bieran optado por la venta a mercado como aquéllas que hubiese elegido la venta a ta-rifa, deben realizar ofertas en el mercado diario y, en su caso, intradiario y recibir del Operador del Mercado el importe de dicha energía a precio de mercado8.

La participación en el mercado podrá ser di-recta o a través de representación, que a su vez podrá ser directa o indirecta, tal y como se explica en el apartado 2.6. En cualquier caso, tal y como se establece en los artí-culos 4 y 7 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organi-za y regula el Mercado de Producción de Energía Eléctrica (en adelante Real Decreto 2019/1997) y en las Reglas de Funcio-namiento del mercado de producción de energía eléctrica aprobadas mediante Re-solución de 27 de junio de 2007, de la Se-cretaría General de la Energía (en adelante RFM), todos los participantes en el merca-do diario de producción de energía eléctrica para actuar como agentes del mercado de-ben cumplir ciertos requisitos:

• Adquirir la condición como sujeto de mer-cado de producción y acreditarlo con la aportación de certificación del Operador del Sistema.

6 Debe notarse que los sistemas insulares y extrapeninsulares (en adelante SEIEs) por su aislamiento y tamaño requieren un tratamiento diferenciado con respecto al peninsular. Por eso, mientras que en la península existe un mercado libre con oferta y demanda con varios generadores, en los SEIEs se ha implantado un método de asignación efectivo de la generación, basado en la minimización de los costes variables de los grupos programados (Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares). En dichos sistemas, de acuerdo con la Disposición Adicional Duodécima del Real Decreto 661/2007, las referencias de acceso al mercado se deben entender como acceso al despacho técnico de energía y de acuerdo con la Disposición Transitoria Sexta de la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la LSE, las funciones asignadas al Operador del Mercado en relación con la liquidación y comunicación de los pagos y cobros correspondientes y con la recepción de las garantías que en su caso procedan le corresponden a Red Eléctrica de España, S. A.

7 La CNE se configura como un organismo público con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como plena capacidad de obrar que sujeta su actividad a lo dispuesto en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común (LRJPAC), cuando ejerce potestades administrativas, a la legislación de contratos de las Administraciones públicas su contratación de bienes y servicios, sometiéndose en el resto de su actividad al derecho privado (Disposición Adicional Undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos).

8 En el mercado diario se llevan a cabo, mediante un proceso de casación de ofertas, las transacciones de adquisición y venta de energía eléctrica con entrega física para el día siguiente. El mercado intradiario tiene por objeto atender la oferta y la demanda de energía que se pueda producir, en las horas siguientes, con poste-rioridad a haberse fijado el Programa Diario Variable, de forma que sirve como mecanismo de ajuste a la programación diaria (artículos 6 y 15 del Real Decreto 2019/1997 y Regla 1 de Funcionamiento del Mercado).

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• Adherirse expresamente a las condiciones de funcionamiento y liquidación del mer-cado diario de producción en el corres-pondiente contrato de adhesión9.

• En el caso de que puedan resultar deudo-res como resultado de sus operaciones de compra, prestar al Operador del Mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación, en los términos que se establezcan en el contrato de ad-hesión. Conforme a lo establecido en las RFM, la garantía responderá, sin limitación alguna de las obligaciones que asuman en virtud de sus adquisiciones de energía en el mercado de producción10.

En este contexto, de acuerdo con el Real Decreto 2019/1997 y las RFM correspon-dientes, el Operador del Mercado – una vez presentadas las ofertas de venta y adquisi-ción en el mercado diario e intradiario por los agentes del mercado y una vez casadas dichas ofertas – lleva a cabo la liquidación y posterior comunicación de las obligaciones de pago y derechos de cobro a que de lugar la energía contratada en el mercado diario e intradiario de producción de electricidad mediante la expedición de las correspon-dientes facturas y notas de cargo o de abo-no según corresponda11.

De acuerdo con lo anterior, los compra-dores obligados al pago deben ingresar

la cantidad que corresponda en la cuenta designada por el Operador del Mercado. Posteriormente, el Operador del Mercado cursará instrucciones al banco o caja de ahorros en la que se mantenga la cuenta designada por éste sobre la realización de los pagos, a favor de los vendedores.

A estos efectos, el Operador del Mercado designará una cuenta de tesorería en un banco o caja de ahorros de ámbito nacional. Esta cuenta será abierta por el Operador del Mercado en ‘régimen de depósito’12 , será titular de ella en interés de los agentes del mercado y le será de aplicación el régimen establecido para la gestión de negocios aje-nos13, sin que en consecuencia, los saldos

9 Según lo dispuesto en la RFM 7, en el caso de representantes indirectos serán éstos los que deberán adherirse a las RFM y adquirir la condición de agente del mercado diario de producción. En el caso de representantes que actúen bajo la modalidad de representación directa, el sujeto al que representen deberá adhe-rirse a las presentes reglas y adquirir la condición de agente del mercado diario de producción. El representante podrá elegir entre adquirir tal condición o no.

10 El procedimiento relativo a la prestación de garantías a favor del Operador del Mercado se establece en la RFM 50. La garantía deberá ser suficiente para “dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los acreedores el cobro íntegro de la energía eléctrica suministrada, al precio de la misma, así como los demás conceptos incluidos en la Regla “Cuotas e impuestos aplicables” y en el mismo día en que se produzca la liquidación correspondiente. La falta de prestación de esta garantía, su falta de aceptación por considerarla insuficiente o inadecuada, su falta de mantenimiento y actualización impedirán al agente del mercado intervenir en el mercado de producción”.

El titular de las garantías será (i) el agente si acude en nombre y por cuenta propia o bajo la modalidad de representación directa o, (ii) el representante en el caso de representación indirecta (RFM 50.2).

Las RFM establecen varios tipos de garantías: (i) una garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas de compra al precio de la oferta de las unidades de las que el agente es titular o a las que represente en nombre propio; (ii) una garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas y no pagadas; (iii) una garantía extraordinaria en el caso de que las liquidaciones practicadas al agente por el Operador del Mercado antes de la entrada en vigor del artículo 1 del Real Decreto 1454/2005 no se hubieran realizado con medidas o queden obligaciones de pago pendientes de liquidar; y, en su caso, (iv) una garantía complementaria.

Dichas garantías podrán instrumentarse a través de diferentes figuras: (i) depósitos en efectivo en la cuenta designada por el Operador del Mercado para la realización de los cobros y pagos; (ii) aval o fianza de carácter solidario; (iii) autorización irrevocable de utilización de una o varias líneas de crédito suscritas por el comprador de la energía; (iv) cesión de los futuros derechos de cobro pendientes de pago del mercado de producción (RFM 50.6.1).

La RFM 50.7 establece los criterios para la determinación del importe de las garantías a aportar. El Operador del Mercado será el responsable de la gestión de las garantías prestadas, en interés de los agentes del mercado tanto a efectos de supervisar las obli-

gaciones de constitución y mantenimiento de las garantías actualizadas, como de la gestión patrimonial ordinaria a que diera lugar o, en su caso, de la disposición de los importes necesarios para hacer frente a las obligaciones garantizadas (RFM 50.8).

11 Una vez que el Operador del Mercado haya emitido la liquidación diaria, los agentes del mercado dispondrán de tres días hábiles para efectuar las reclamaciones referidas a dicha liquidación. En el caso de que una vez seguido el procedimiento previsto en la RFM, el agente del mercado no resultare conforme con la reso-lución adoptada por el Operador del Mercado sobre la reclamación presentada, se estará a lo establecido en la Disposición Transitoria Octava del Real Decreto 2019/1997, de acuerdo con la cual la CNE resolverá a petición de cualquiera de las partes afectadas los conflictos que les sean planteados en relación con la gestión técnica y económica del sistema.

12 Se trataría de un depósito necesario, es decir de un depósito establecido por la ley, tal y como se establece en el artículo 1781 del Código Civil. Según lo dispuesto en el artículo 1782 del Código Civil, esta clase depósitos se rigen en primer lugar por las reglas contenidas en las disposiciones que lo hayan establecido y, subsi-diariamente, por las reglas del depósito voluntario.

13 La gestión de negocios ajenos aparece regulada en el artículo 1888 del Código Civil, que establece que “el que se encarga voluntariamente de la agencia o admi-nistración de los negocios de otro, sin mandato de éste, está obligado a continuar su gestión hasta el término del asunto y sus incidencias, o requerir al interesado para que le sustituya en la gestión, si se hallase en estado de poder hacerlo por sí”. Las obligaciones que le son exigibles al gestor de negocios ajenos aparecen previstas en los artículos 1889 y ss. del Código Civil, entre las que se encuentra la de desempeñar su cargo con toda la diligencia de un buen padre de familia e indemnizar los perjuicios que por su culpa o negligencia se irroguen al dueño de los bienes o negocios que gestione. Si el gestor delegare en otra persona todos o algunos de los deberes de su cargo, responderá de los actos del delegado e igualmente responderá el gestor del caso fortuito cuando acometa operaciones arriesgadas que el dueño no tuviese la costumbre de hacer o cuando hubiere pospuesto el interés de éste al suyo propio. También señala el Código, en el artículo 1893, que, aunque no hubiese ratificado la gestión ajena, el dueño de bienes o negocios que aproveche las consecuencias de la gestión ajena, será responsable de las obligaciones contraídas por el gestor.



que, excepcionalmente, pueda presentar dicha cuenta se integren a ningún efecto en el patrimonio del Operador del Mercado. En relación con tales saldos, éste únicamente podría ordenar los cargos y abonos en dicha cuenta por las liquidaciones resultantes del mercado de producción de energía eléctri-ca (RFM 49.7).

De acuerdo con lo anteriormente expuesto, si bien el pago final del precio de mercado lo realiza OMEL, éste no es sino un mero intermediario, con ciertas obligaciones de diligencia en la gestión, pero sin correspon-derle la obligación principal de pago, que corresponde, según las reglas del mercado que hemos expuesto, a los compradores de energía14.

2.4 Liquidación de los desvíos.

De acuerdo con el artículo 31.3 del Real Decreto 661/2007 corresponde al Ope-rador del Sistema liquidar el coste de los desvíos15 .

Así, si se produce menos de lo programado, el Operador del Sistema liquida (esto es, cobra de la instalación) ese desvío por la menor energía producida a un precio, de-nominado Precio Desvío, que dependerá

del desvío del sistema en su conjunto16. Si por el contrario se produce más de lo pro-gramado, el Operador del Sistema liquida (esto es, paga a la instalación) ese desvío por exceso de energía a un precio (Precio Desvío) que igualmente dependerá del desvío del sistema en su conjunto17.

En este sentido, cuando se produce menos de lo programado, el coste de desvío es lo que la instalación ha pagado de más en la li-quidación del Operador del Sistema por ha-berse desviado. Cuando se produce más de lo programado, el coste de desvío es lo que ha dejado de cobrar la instalación como consecuencia de la liquidación del Opera-dor del Sistema por haberse desviado18.

En el marco anteriormente expuesto y de acuerdo con lo establecido en el Real De-creto 2019/1997 y en el Procedimiento de Operación de liquidaciones de los servicios de ajuste del sistema (en adelante P.O.) 14.719, corresponde al Operador del Sis-tema – una vez realizados los suministros de energía eléctrica considerados en el ho-rizonte de programación del mercado dia-rio – llevar a cabo la liquidación y posterior comunicación de las obligaciones de pago y derechos de cobro a que den lugar los ser-vicios de ajuste del sistema (que incluye la

gestión de los desvíos) mediante la expedi-ción de las correspondientes facturas y no-tas de abono o cargo según corresponda20.

Así, el sujeto de liquidación que resulte deudor deberá ingresar la cantidad que le corresponda abonar en el plazo previsto. El pago deberá realizarse en la cuenta que se haya designado y comunicado en la nota de cargo o por el procedimiento de cargo directo o domiciliación21.

Hay que tener en cuenta que, conforme a lo previsto en el artículo 4 del Real Decre-to 2019/1997 y en los Procedimientos de Operación del sistema que resultan de apli-cación, para poder participar en el mercado de producción como sujeto del mercado se debe cumplimentar y remitir al Operador del Sistema una solicitud de participación, acompañada de una serie de documentos. Además, según lo establecido en el P.O. 14.3, los sujetos que puedan resultar deu-dores como consecuencia de las liquida-ciones del Operador del Sistema deberán aportar garantía suficiente para dar cobertu-ra a sus obligaciones económicas derivadas de su participación en el Mercado, de tal modo que se garantice a los sujetos acree-dores el cobro íntegro de las liquidaciones realizadas por el Operador del Sistema y en

14 Debe notarse que existe una propuesta de Real Decreto, pendiente de informe por parte de la CNE, que obliga a las instalaciones de régimen especial que hubieran optado por la venta a tarifa, a vender a los comercializadores de último recurso (CUR) productos a liquidar por diferencias de precios.

Si esta norma llegase finalmente a aprobarse podría afectar al esquema de liquidación de las instalaciones de generación en régimen especial, al añadir un nuevo concepto a liquidar por OMEL, al margen del precio del mercado.

15 Asimismo, corresponde al Operador del Sistema liquidar el déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas del pago del coste de los desvíos, de acuerdo a los procedimientos de operación correspondientes.

16 El Precio Desvío será igual o superior al precio del mercado diario, según se desvíe del sistema en su conjunto, respectivamente a bajar o a subir. 17 El Precio Desvío será igual o inferior al precio del mercado diario, según se desvíe del sistema en su conjunto, respectivamente a subir o a bajar. 18 Cuando la CNE liquide a la instalación o, en su caso, al representante, la prima, en la opción de venta a mercado o la prima equivalente, en la opción de venta a

tarifa, más los complementos e incentivos, deducirá el coste del desvío ya que este coste debe imputarse. En este sentido, cabe aludir al Informe de la CNE sobre “La Liquidación a la Distribuidora de una Instalación de Régimen Especial Acogida a la Opción a) del artículo 24.1 Contemplada en el Real Decreto 661/2007”, de 13 de diciembre de 2007.

19 Aprobado por Resolución de 28 de julio de 2008, de la Secretaría General de Energía.20 Conocidos los resultados de las liquidaciones de las transacciones efectuadas en el mercado de producción de electricidad los sujetos podrán, en un plazo de tres

días, presentar las reclamaciones que consideren oportunas. Los conflictos que puedan surgir con relación a una reclamación con disconformidad se resolverán de acuerdo con lo establecido en la Disposición Adicional Undécima, tercero, apartado 2, función segunda de la Ley 34/1998, de 7 de octubre del Sector de Hidrocarburos y en la Disposición Transitoria Octava del Real Decreto 2019/1997. A este respecto vid nota 11.

21 Vale aquí lo dicho respecto a la cuenta similar de la que dispone el OMEL, en cuanto a que, al igual que aquella, jurídicamente podría calificarse de un depósito legal o necesario.

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los días de pagos y cobros establecidos en el P.O. 14.122. La garantía que debe prestar cada sujeto responderá sin limitación algu-na de las obligaciones deudoras que asuma en virtud de la liquidación realizada por el Operador del Sistema.

2.5 Liquidación de la prima, prima equivalente, complementos e incenti-vos. La Comisión Nacional de la Ener-gía

La Circular 4/2009, de 9 de julio, de la Comisión Nacional de la Energía, que re-gula la solicitud de información y los pro-cedimientos para implantar el sistema de liquidación de las primas equivalentes, las primas, los incentivos y los complementos a las instalaciones de producción de ener-gía eléctrica en régimen especial (Circular 4/2009), concreta las funciones de liqui-dación los citados conceptos que dicho organismo ha asumido el 1 de noviembre de 2009 y que le corresponden de acuer-do con el artículo 30 del Real Decreto 661/200723.

De acuerdo con el apartado undécimo de la Circular 4/2009, la CNE calculará para cada sujeto de liquidación los distintos

conceptos liquidables que afecten a cada instalación de producción. Posteriormente la CNE notificará los requerimientos de in-greso a las empresas distribuidoras perte-necientes a los grupos empresariales que cuenten con comercializadores de último recurso. Dichos requerimientos contendrán los importes correspondientes a las primas equivalentes, primas, incentivos y comple-mentos, de las instalaciones de régimen especial que corresponda. Adicionalmente, la Comisión comunicará, en su caso, los requerimientos de ingreso a los sujetos de liquidación que presenten un saldo men-sual negativo.

Las empresas distribuidoras y los sujetos de liquidación que corresponda, deberán reali-zar los ingresos requeridos en la cuenta de la CNE abierta en régimen de depósito a tal efecto y publicada en su página Web dentro del plazo previsto al efecto24.

La CNE dará las órdenes de pago de los saldos netos positivos de liquidación a los sujetos de liquidación, para que éstos per-ciban los importes de las primas equivalen-tes, primas, incentivos y complementos de las instalaciones de régimen especial que corresponda.

Finalmente, la CNE integrará los importes de los requerimientos de ingreso a los dis-tribuidores, netos de impuestos, en el Siste-ma de Liquidación de Actividades y Costes Regulados establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

2.6 Actuación por medio de represen-tante

Como hemos ido adelantando, las instala-ciones de producción de energía eléctrica acogidas al régimen especial pueden y, en ocasiones deben, actuar a través de un re-presentante tal y como se expone a conti-nuación.

2.6.1 Representación ante OMEL y REE

Las instalaciones de producción de energía eléctrica que hubieran optado por la venta a mercado pueden actuar en el mercado directamente o a través de representante (artículo 31.5 del Real Decreto 661/2007).

22 El titular de las garantías será (i) el sujeto representado si acude en nombre y por cuenta propia o bajo la modalidad de representación directa o, (ii) el represen-tante en el caso de representación indirecta (apartado 4 P.O. 14.1).

Los P.O. establecen distintos tipos de garantía que pueden ser exigidas: (i) una garantía de operación básica (ii) una garantía de operación adicional en el caso de que las liquidaciones practicadas al Sujeto no sean definitivas; o (iii) una garantía excepcional, exigible a los Sujetos en aquellos supuestos en que el Operador del Sistema lo considere necesario.

Se admiten varios instrumentos a través de los cuales se podrán constituir las garantías: depósito en efectivo en la cuenta designada por el Operador del Sistema, aval o fianza de carácter solidario, autorización irrevocable de utilización de una o varias líneas de crédito o cesión de los futuros cobros pendientes de pago (apartado 7 del P.O. 14.3).

Finalmente, en cuanto a la determinación del importe y período de vigencia de las garantías habrá que tener en cuenta lo dispuesto en los apartados 10, 11 y 12 del P.O. 14.3.

El Operador del Sistema será el responsable de la gestión de las garantías constituidas, en interés de los Sujetos del Mercado, tanto a efectos de supervisar las obligaciones de constitución y mantenimiento de las garantías actualizadas, como de la gestión patrimonial ordinaria a que diera lugar o, en su caso, de la disposi-ción de los importes necesarios para hacer frente a las obligaciones garantizadas (apartado 8 del P.O. 14.3).

23 Si bien inicialmente el comienzo del ejercicio de estas funciones por parte de la CNE estaba prevista para el 1 de enero de 2009, ésta no se produjo hasta el 1 de noviembre de 2009.

24 Depósito que, al igual que en los supuestos anteriores, cabría calificar de necesario. De esta forma, siguiendo a MARTÍNEZ GARRIDO, “las únicas obligaciones reconocidas al depositario son las de custodia y entrega a un tercero de la cosa depositada, sin facultad de disposición alguna”. Este autor defiende a este respecto que dichos fondos no pueden considerarse como fondos públicos evitando así un riesgo de que se pueda hablar de “ayudas de Estado” (MARTINEZ GARRIDO, S.: “Tratado de regulación del sector eléctrico”, ed. Aranzadi, Tomo I, p. 302 y siguientes).



A este respecto, de acuerdo con las RFM y los PO aplicables, la representación puede ser, a su vez,

• Representación directa: cuando el repre-sentante actúe en nombre ajeno y por cuenta ajena. En este caso, de acuerdo con el P.O. 14.1, el sujeto representado será el único obligado al pago del impor-te de la factura de la liquidación y, en su caso, el único con derecho al cobro de la misma.

• Representación indirecta: cuando el re-presentante actúe en nombre propio pero por cuenta ajena. En este caso, de acuer-do con el P.O. 14.1, el sujeto represen-tante será el sujeto obligado al pago del importe de la factura de la liquidación y, en su caso, con derecho al cobro de la misma. Será también deudor o acreedor el Sujeto Representado. De acuerdo con la RFM 4.1, en el caso de la representa-ción indirecta, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a éste, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado (RFM 4.1).

Por el contrario, la representación en el mercado gestionado por el Operador del Mercado de las instalaciones de produc-ción que hayan optado por la venta a ta-rifa será siempre representación indirecta (Disposición Adicional Séptima del Real Decreto 485/2009)25. En sentido similar se pronuncia el P.O. 14.8 al señalar que para las instalaciones a tarifa “el repre-sentante deberá acreditar que dispone de poder notarial para actuar como repre-sentante en nombre propio y por cuenta ajena”.

2.6.2 Representación ante la CNE

Ante la CNE los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica, indepen-dientemente de la opción de venta elegida podrán elegir cualquier modo de la repre-sentación por cuenta ajena (apartado un-décimo de la Circular 4/2009).

No obstante, el representante de un titular deberá necesariamente coincidir a los efec-tos de las liquidaciones del Operador del Mercado, del Operador del Sistema y de la Comisión Nacional de la Energía (apartado undécimo de la Circular 4/2009).

Hay que señalar que las instalaciones que hubieran optado por la venta a tarifa, en tanto no comuniquen su intención de ope-rar a través de otro representante pasarán a ser representadas en nombre propio y por cuenta ajena por el comercializador de úl-timo recurso. Lo anterior será también de aplicación para las instalaciones que hubie-ran optado por la venta a mercado, desde el primer día del mes siguiente al de la fecha del acta de puesta en servicio hasta la fecha en que inicie su participación efectiva en el mercado de producción.

3. Procedimientos de actuación en caso de impago de los diferentes conceptos que integran la liquidación

Las diferentes normas que regulan cada uno de los conceptos que forman la liqui-dación a percibir por los titulares de instala-ciones de producción de energía eléctrica en régimen especial – esto es, tal y como hemos visto las Reglas de Funcionamiento del Mercado, los Procedimientos de Ope-

ración de liquidaciones de los servicios de ajuste del sistema y la Circular 4/2009 de la CNE –, prevén mecanismos de reacción en caso de que se produzca algún impago de esos conceptos por parte de los sujetos obligados a su abono.

3.1 Impagos en relación con el precio de mercado

En relación con el abono de la energía pro-ducida a precio de mercado, los eventuales impagos provendrán normalmente de un incumplimiento de los agentes del mer-cado que puedan resultar deudores como consecuencia de las liquidaciones del Ope-rador del Mercado.

3.1.1 Incumplimientos de los agentes del mercado que resulten deudores como consecuencia de las liquidaciones del Operador del Mercado.

Tal y como ya expusimos, los agentes del mercado que resulten deudores como re-sultado de sus transacciones deberán in-gresar la cantidad que corresponda en la cuenta depósito designada por el Operador del Mercado.

En este contexto – de acuerdo con las RFM 49 y 50 – si en el plazo previsto, el banco del Operador del Mercado no ha recibido notificación firme de la ejecución del pago emitirá un certificado, indicando el agente y el importe incumplido. Tras esta notificación el Operador del Mercado actuará conforme al siguiente procedimiento:

• Ejecutará, previa notificación al interesado, la garantía que se hubiera constituido. Si la ejecución de la garantía permite el co-

25 La RFM 4.1 permite, además, la intervención a través de un ‘agente vendedor’, que se define como “un representante cualificado para el régimen especial que añade, sólo para la integración de la producción, a las facultades de representación ordinaria propias del representante común la posibilidad de agrupar ofertas de sus representados, de modo que exista una posición final neta de todos los representados frente al mercado.”

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bro inmediato de la misma, se efectuará el conjunto de los pagos previstos.

• Si la ejecución de la garantía no permite el cobro inmediato de la cantidad adeudada minorará a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten vendedores, lo que originará un préstamo al agente moroso de dichos agentes.

• La cantidad adeudada devengará intere-ses de demora a cargo del agente moroso por un período de cinco días de demora. En caso de que la ejecución se produjera antes de ese plazo, la diferencia en el cál-culo de los intereses a satisfacer se consi-derará como un pago a cuenta de futuras liquidaciones.

Según lo dispuesto en la regla 50.10, las cantidades adeudadas y no pagadas deven-garán intereses de demora, a contar desde la fecha en que el pago fuera exigible sin que se haya verificado, hasta la fecha en que efectivamente se haya abonado la can-tidad pendiente.

El tipo de interés de demora aplicable será el resultante de aplicar el tipo de interés in-terbancario según el tipo medio que publi-que diariamente el Banco de España para depósitos a un día (EONIA) más tres pun-tos porcentuales. Además, el incumplidor será responsable de todos los daños y perjuicios causados por el retraso.

• Una vez saldada la deuda, el Operador del Mercado procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que re-sultó impagada más los correspondientes intereses de demora a los vendedores.

Tal y como establece la RFM 10, el Ope-rador del Mercado comunicará al Ministe-rio de Industria, Turismo y Comercio y a la CNE los incumplimientos de las obliga-ciones de pago que afectan a cualquier agente del mercado en un plazo que no podrá exceder de cinco días hábiles, siem-pre que en dos días hábiles no se hubiese producido la reposición de garantías que corresponda. Esta comunicación llevará aparejada la suspensión provisional del agente para actuar en el mercado. La co-municación de este supuesto se realizará a todos los agentes del mercado mediante la aplicación informática del Operador del Mercado.

La falta de constitución, de reposición o de actualización por parte de cualquier agente en el mercado de producción de energía eléctrica de cualquiera de las garantías pre-vistas en estas RFM, se entenderá como una orden de liquidación de todas las tran-sacciones en que haya intervenido el mis-mo, a todos los efectos, por lo que el Ope-rador del Mercado procederá a cerrar en el mercado las transacciones efectuadas en que haya intervenido el incumplidor (RFM 50.12).

Además, según las RFM, en el supuesto de que se produzca un incumplimiento prolongado de las obligaciones de pago – esto es, en el caso de que transcurriesen más de tres días desde la fecha en que el pago fuere exigible sin que se haya veri-ficado – por parte de un agente, que no resulte cubierto por las garantías prestadas por dicho agente, el Operador del Merca-do se dirigirá contra él judicialmente o por cualquier otro medio admitido por el orde-namiento jurídico, en nombre y represen-tación de los vendedores en el mercado. El

incumplidor quedará obligado a pagar los descubiertos, con sus intereses, y todos los daños y perjuicios causados, que se re-partirán entre los vendedores a prorrata de los derechos de cobro de cada vendedor en el mercado (RFM 50.11).

3.1.2 Incumplimientos del Operador del Mercado

Como se ha expuesto, OMEL asume, como Operador de Mercado, una función de supervisión e intermediación, de forma que no será a él a quién le corresponden las obligaciones de pago, sino que éstas son atribuibles a los agentes del mercado que como consecuencia de su participa-ción en el mismo resulten deudores a raíz del correspondiente procedimiento de li-quidación.

No obstante, a OMEL, como Operador del Mercado, le corresponden también una serie de obligaciones en relación con la realización de las liquidaciones y en rela-ción con la comunicación de las obliga-ciones de pago y los derechos de cobro derivados de las mismas (artículo 33.2.h de la LSE), de forma que el incumplimien-to por parte del Operador del Mercado de esas obligaciones podría constituir una infracción administrativa (artículo 61.11 de la LSE), sin perjuicio de la posible exi-gencia de responsabilidad civil por incum-plimiento del Contrato de Adhesión a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica o de las propias RFM26.

Hay que tener en cuenta, no obstante, respecto a esa posible responsabilidad, lo dispuesto, en primer lugar, en la RFM 52 sobre la limitación de la responsabilidad de

26 Cabe recordar que el artículo 59.2 de la LSE establece que “las infracciones administrativas establecidas en la presente Ley se entenderán sin perjuicio de las responsabilidades civiles y penales o de otro orden en que puedan incurrir las empresas titulares de actividades eléctricas o sus usuarios”.



OMEL27 y, en segundo lugar, en la RFM 54, conforme a la cual las controversias en re-lación con la gestión técnica y económica del sistema se someten a un procedimiento obligatorio de resolución de conflictos a re-solver por la CNE (Disposición Adicional Un-décima, tercero, apartado 2, función segun-da de la Ley 34/1998), que terminará con una resolución administrativa recurrible ante los tribunales de lo contencioso-administra-tivo28. Para el resto de controversias, que no se refieran a la gestión técnica o económica del sistema, la RFM 54 remite también a un arbitraje ante la CNE (Disposición Adi-cional Undécima, tercero, apartado 1, fun-ción novena de la Ley 34/1998) o ante tres árbitros de conformidad con las reglas de la UNCITRAL. En ambos supuestos se trata de un arbitraje privado, sometido a la Ley 60/2003, de 23 de diciembre, de Arbitraje. La regla también prevé que si en el plazo de seis meses las partes no hubiesen podido alcanzar un acuerdo sobre el arbitraje al que se someten, quedará expedita la vía jurisdic-cional, que en este caso sería la civil29.

3.2 Impagos en relación con los costes por desvíos

En su caso, en relación con los posibles impagos de los desvíos, cabe también plantearse un incumplimiento por parte de los sujetos que puedan resulten deudores como consecuencia de las liquidaciones que realice el Operador del Sistema que

derive en un impago. Igualmente, cabe plantearse la posibilidad de algún tipo de incumplimiento de sus obligaciones por parte del Operador del Sistema.

3.2.1 Incumplimientos de los sujetos que puedan resultar deudores como consecuencia de las liquidaciones del Operador del Sistema

Como se ha expuesto, los sujetos de li-quidación que resulten deudores deberán ingresar la cantidad que les corresponda abonar.

Si en el plazo máximo previsto no se con-firma la recepción en la cuenta designada del importe correspondiente, se seguirán las siguientes actuaciones (apartado 8 P.O. 14.7):

• Se ejecutará, previa notificación al inte-resado, la garantía constituida, conforme establece el P.O. 14.3. Si la ejecución de la garantía permite el cobro inmediato de la misma, se efectuará el conjunto de los pagos previstos. Si la ejecución de la ga-rantía no permite el cobro inmediato de la cantidad adeudada, se minorará a prorrata los derechos de cobro de los sujetos de liquidación acreedores y se efectuará el pago por los importes corregidos.

• La cantidad adeudada devengará intere-ses de demora tipo EONIA más 5 puntos,

con un mínimo de 200 euros, a cargo del sujeto moroso, y además producirá una penalización fija de 300 euros.

• Una vez saldada la deuda (incluyendo intereses de demora y penalización), se procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que resultó impa-gada más los correspondientes intereses de demora a los sujetos de liquidación acreedores.

• En todo caso, desde el momento del im-pago, los derechos de cobro devengados que el sujeto deudor pueda tener queda-rán afectos al pago de la deuda, intereses de demora y penalizaciones, por lo que en su fecha de pago serán reducidos en la cuantía que permanezca impagada.

Cuando como consecuencia de la ejecu-ción de garantías, por ser estas insuficien-tes, por expirar o ser insuficiente su plazo de vigencia, o como consecuencia del in-cumplimiento de las obligaciones de cons-titución, aumento o reposición de garantías en los plazos previstos o por cualquier otra razón, las garantías no fueran válidas o fue-ran insuficientes, el Operador del Sistema requerirá al Sujeto el Mercado en cuestión para que reponga su garantía en el plazo de dos días hábiles. Si el riesgo es superior a la cobertura de las garantías o si transcu-rrido este plazo la garantía no hubiera sido repuesta, el Operador del Sistema podrá

27 RFM 52: “el Operador del Mercado no responderá de las consecuencias de las actuaciones en las que intervengan los agentes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la aplicación de las presentes Reglas de Funcionamiento y de los sistemas de información y comunicación integrados en el sistema de información del Operador del Mercado. Tampoco responderá el Operador del Mercado de consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de fuerza mayor o de carácter fortuito, de las consecuencias indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado de producción eléctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.”

28 En la página Web de la CNE pueden encontrarse varias resoluciones de este tipo de conflictos, en relación con la gestión técnica y económica del sistema (así, por ejemplo, véase el informe de la CNE CGET 5/2006, de 19 de octubre, sobre conflicto entre CEPSA y OMEL). Las resoluciones de ese tipo de conflictos puede ser recurridas, en efecto, ante la jurisdicción contencioso-administrativo, pudiendo hallarse varios ejemplos de sentencias recaídas al respecto (así, por ejemplo, sentencia Audiencia Nacional de 21 de septiembre de 2006, STS de 9 de octubre de 2008, sentencia Audiencia Nacional de 26 de enero de 2007, STS de 6 de mayo de 2009, etc.).

29 Como ejemplo de una reclamación contra OMEL que fue resuelta por arbitraje privado de la CNE y posteriormente recurrida en la vía civil puede citarse la sentencia de la Audiencia Provincial de Madrid 313/2004, de 28 de abril, en la que ENDESA planteaba una responsabilidad frente a OMEL por un supuesto incumplimiento de las reglas del mercado y del contrato de adhesión a las mismas.

47



acordar la suspensión provisional del Sujeto del Mercado. Una vez acordada dicha sus-pensión se dará cuenta de ello a la CNE y al Ministerio de Industria (apartado 14.2 del P.O. 14.3).

La falta de constitución, de reposición o de actualización por parte de un Sujeto de Mercado de cualquiera de las garantías pre-vistas en los procedimientos se entenderá como una orden de liquidación de todas las transacciones en que haya intervenido el mismo, a todos los efectos, por lo que el Operador del Sistema, en caso de acor-dar la suspensión del Sujeto, procederá a realizar una liquidación excepcional en los términos establecidos.

En el supuesto de que se produzca un in-cumplimiento prolongado de las obligacio-nes de pago – esto es, si transcurriesen dos días hábiles desde la fecha en que el pago fuere exigible sin que se haya realizado – por parte de un sujeto de mercado, que no resulte cubierto por las garantías constitui-das por éste, el Operador del Sistema se di-rigirá contra él judicialmente o por cualquier otro medio admitido en el ordenamiento jurídico. El sujeto incumplidor vendrá obli-gado a pagar los descubiertos, con sus inte-reses y todos los daños y perjuicios causa-dos (apartado 14.4 P.O. 14.3).

En el supuesto de que un sujeto entrara o estuviera en una situación concursal, debe-rá comunicarlo de inmediato al Operador del Sistema. El Operador del Sistema podrá exigirle una garantía complementaria e in-

cluso podrá acordar su suspensión provisio-nal (apartado 14.3 P.O. 14.3).

Por otro lado, hay que señalar que se con-sidera infracción leve el incumplimiento de las obligaciones derivadas de los pro-cedimientos de operación, que no tengan la consideración de infracción muy grave o grave, cuando de dicho incumplimiento derive perjuicio para el funcionamiento del mercado o del sistema eléctrico (artícu-lo 62.2 LSE). Asimismo, debe tenerse en cuenta que de acuerdo con la LSE el incum-plimiento de las instrucciones por parte del Operador del Sistema en el ámbito de sus funciones constituye infracción muy grave cuando resulte un perjuicio relevante para el funcionamiento del sistema o grave en otro caso (artículo 60.8 y 61.4 de la LSE), por lo que cabría plantearse si el incumpli-miento de la liquidación del Operador del Sistema a la que venimos haciendo refe-rencia podría considerarse una infracción administrativa en los términos expuestos.

3.2.2 Incumplimientos por parte del Operador del Sistema

Al igual que sucede con OMEL, Red Eléc-trica, como Operador del Sistema, asume únicamente funciones de intermediario y depositario en relación con los pagos por desvíos, por lo que los posibles impagos de esos conceptos no le serían en princi-pio atribuibles. No obstante, si REE como sociedad mercantil que ejerce las funciones del Operador del Sistema no cumpliera con la función de liquidación de los pagos y co-

bros relacionados con los desvíos efectivos podría llegar a ser sancionada administrati-vamente30. De igual forma, en la medida en que la dejación de funciones por parte de REE o su incorrecta ejecución ocasionasen daños y perjuicios cabría una exigencia de responsabilidad civil31.

3.3 Impago en relación con la prima, prima equivalente, complementos e incentivos

Tal y como hemos señalado, corresponde a la CNE liquidar la prima equivalente, la prima, los complementos y los incentivos, de forma que, en relación con los posibles impagos de los citados conceptos cabe plantearse los posibles incumplimientos de los obligados al ingresos, así como, even-tualmente, un hipotético incumplimiento por parte de la CNE de las obligaciones que tiene atribuidas.

3.3.1 Incumplimiento de los obligados al ingreso en el marco de la liquidación de la CNE de la prima equivalente, prima, incentivos y complementos

Tal y como se detalla en el apartado relati-vo a la liquidación de la prima, prima equi-valente, complementos e incentivos, las empresas distribuidoras pertenecientes a los grupos empresariales que cuenten con comercializadores de último recurso y los sujetos de liquidación que presenten un saldo mensual negativo deberán realizar los ingresos requeridos en la cuenta de la CNE abierta en régimen de depósito.

30 El incumplimiento por parte del Operador del Sistema de las obligaciones que le corresponden según el artículo 34.2 de la LSE – entre las que se encuentra la liquidación de los pagos y cobros relacionados con los desvíos efectivos de las unidades de producción y de consumo en cada período de programación –, constituye una infracción muy grave, a menos que por las circunstancias concurrentes no pueda calificarse de este modo, en cuyo caso será grave (artículos 60.22 y 61.1 de la LSE).

31 Conviene tener presente, en todo caso, que el apartado 3.8 del P.O. 14.1 establece expresamente que “el Operador del Sistema no responderá de las consecuen-cias de las actuaciones en las que intervengan los Sujetos del Mercado o terceros, ni de las derivadas de la aplicación de los procedimientos de operación y de los sistemas informáticos y de comunicación del Operador del Sistema. Tampoco responderá el Operador del Sistema de consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de fuerza mayor o de carácter fortuito, de las consecuencias indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado de producción de energía eléctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo”.



En este contexto, el retraso o incumplimien-to de los requerimientos de ingreso de las obligaciones derivadas de la aplicación del Sistema de Liquidación de la CNE de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos se manifiesta dos ámbitos: (i) el establecimiento de intereses de de-mora cualificados y (ii) la consideración de la falta o retraso en el pago como infracción administrativa.

De esta forma, tal y como establece la Circu-lar 4/2009, el retraso o incumplimiento de los requerimientos de ingreso de las obliga-ciones derivadas de la aplicación del Siste-ma de Liquidación de la CNE de las primas equivalentes, primas, incentivos y comple-mentos devengará los intereses previstos en la Disposición Adicional Decimoctava de la LSE, que los fija en el interés legal del dinero incrementado en 1,5 puntos 32.

Sin perjuicio de lo anterior, tal y como ex-presamente establece la Circular 4/2009 se podrá incoar el correspondiente procedi-miento sancionador, de conformidad con lo previsto en la LSE .

3.3.2 Incumplimiento de la CNE34

Tal y como se ha señalado anteriormente, la obligación de pago de los correspondientes conceptos no le es atribuible directamente a la CNE, sino a las empresas distribuidoras pertenecientes a los grupos empresariales que cuenten con comercializadoras de úl-timo recurso y, en su caso, a los sujetos de liquidación que presenten un saldo men-sual negativo.

No obstante, en el caso de que de su ac-tuación se derivasen daños y perjuicios para un determinado sujeto y dada su naturaleza de organismo público35 cabría plantearse la posibilidad de iniciar una posible reclama-ción por responsabilidad patrimonial de la Administración, siempre que se diesen los requisitos para ello.

3.4 Impagos por parte de los represen-tantes, incluidas en su caso las comer-cializadoras de último recurso.

En la medida en que la relación entre el representante (o en su caso el comercia-

lizador de último recurso) y el titular de la instalación de producción de energía eléc-trica pertenece al ámbito privado, en el caso de un incumplimiento de aquél, habrá que estar a lo que resulte de los términos del contrato que, en cada caso, regule las rela-ciones entre ambos, así como a las accio-nes de reclamación que puedan entablar-se en virtud del mismo y de la normativa aplicable.

En el caso de la representación indirecta debe recordarse que, como ya se ha seña-lado, la RFM 4.1 dispone que los efectos del negocio jurídico realizado se imputan directamente al representante, sin perjui-cio de la relación interna que le ligue con su representado. De esta forma, será el representante el que tenga, por ejemplo, derecho al cobro de la liquidación, de-biendo ventilarse cualquier controversia que pueda surgir de acuerdo con lo esta-blecido en el contrato entre ambos.

32 Debe notarse que la CNE en su Informe 34/2008 sobre la propuesta de Real Decreto por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, de 2 de diciembre de 2008, señalaba que “deben incorporarse determinadas mejoras de la regulación actual del régimen especial, necesarias para efectuar la liquidación de la “prima equivalente” por la CNE”. Así, entre otros aspectos, la CNE propone añadir el siguiente apartado al artículo 30 del Real Decreto 661/2007: “Las obligaciones de pago no materializadas en la forma y plazo comunicado por la Comisión Nacional de la Energía devengarán los intereses establecidos en la Ley 54/1997, según la redacción de la Ley 17/2007. (…).” No obstante lo anterior, en el Real Decreto 485/2009 no se llevó a cabo esta modificación.

33 A este respecto, vid., entre otros, los artículos 60.5 y 60.8 LSE y el artículo 61.20 LSE, así como las sentencias de la Audiencia Nacional, de 21 de diciembre de 2005 (RJCA 2006\2005) o las Sentencias del Tribunal Supremo de 1 de julio de 2008, (RJ 2008\3403) y de 24 de octubre de 2008, (RJ 2008\5767)

34 Considerando que según la Disposición Adicional Primera de la Circular 4/2009 las liquidaciones y reliquidaciones correspondientes a la energía eléctrica gene-rada antes del 1 de noviembre de 2009, serán realizadas con la empresa distribuidora (en este sentido cabe aludir igualmente a la Disposición Transitoria Sexta del Real Decreto 661/2007) cabe aludir a las principales consecuencias del impago por parte de estas empresas que se manifestarían en dos posibles ámbitos: (i) el establecimiento de intereses de demora cualificados en caso de retrasos en el pago (D.T. Sexta RD 661/2007) y (ii) la consideración de la falta de pago como infracción administrativa (artículo 60.23 LSE).

35 La Disposición Adicional Undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, dispone que “la Comisión se configura como un organismo público con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como plena capacidad de obrar. La Comisión sujetará su actividad a lo dispuesto en la Ley 30/1992 (…) cuando ejerza potestades administrativas”.

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4. Conclusiones

El régimen económico previsto para las instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al régimen especial que vendan su energía en el mercado de ofertas está integrado por diferentes conceptos (precio de mercado, prima o prima equivalente, desvíos, complementos e incentivos) a liquidar a su vez por diferentes sujetos, OMEL, REE y CNE.

Si bien la liquidación de los conceptos corresponde a estos organismos, debe tenerse en cuenta que las obligaciones de pago se atri-buyen a otros sujetos (como los compradores de energía o los que resulten deudores como consecuencia de los desvíos o las propias distribuidoras).

En este sentido, las diferentes normas que regulan los mecanismos de liquidación de cada concepto han establecido procedimientos ante los supuestos de impago por parte de esos obligados, que incluyen la necesaria prestación de garantías, el devengo de intereses de demora, la posible suspensión del obligado o, incluso, una posible reclamación judicial por parte de los organismos competentes.

Hay que tener en cuenta que, en aquellos supuestos en los que se actúe ante esos organismos por medio de representación indirecta, los derechos de cobro de los diferentes conceptos le corresponden a dicho representante, quedando el pago al sujeto representado y las posibles controversias derivadas del mismo a lo pactado entre las partes. n


Características y evolución de los principales mercados de GNL

1. Introducción

La consolidación del gas natural como fuen-te de energía primaria en la economía mun-dial y el fuerte desarrollo que su comercia-lización en forma de gas natural licuado (GNL) ha experimentado en los últimos años, merece la revisión de las principales magnitudes de los mercados de GNL. Igual-mente, cabe destacar el papel que España y sus empresas energéticas juegan en este sector como promotoras y principales de-mandantes de este tipo de energía.

Son múltiples los informes y publicaciones que cubren distintos aspectos del GNL des-de la perspectiva tecnológica, de mercado o económica, por lo que sería complicado y muy extenso tratar de cubrir la mayoría de ellos. Por esta razón, el presente artícu-lo pretende ofrecer únicamente una visión general de las dinámicas y características de los mercados mundiales de GNL, con el objetivo de dotar de información y com-prensibilidad en la materia al lector, sea éste profesional o no del sector energético.

Como preámbulo al documento, es preciso hacer una referencia previa a los aspectos fundamentales de la cadena de valor del GNL.

Alberto TocaConsejero Delegado de Repsol-Gas Natural LNG Stream

Cadena de valor del GNL

El gas natural está compuesto principal-mente por metano, pero también puede contener trazas de etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, además de pequeñas cantidades de nitrógeno, oxíge-no, dióxido de carbono, agua y compues-tos de azufre. El proceso de licuación para la obtención del GNL requiere la separa-ción previa de algunos de sus componen-tes, como el agua y el dióxido de carbono, para evitar su solidificación al enfriar el gas a -163ºC.

La cadena de valor del GNL consiste en los procesos y etapas del gas natural licuado desde su yacimiento hasta los puntos de consumo.

El término valor comprende las inversiones en las que se incurre en cada etapa para transformar el gas natural “no aprovecha-ble” por los mercados de destino, en gas natural disponible para estos mercados.

La cadena de valor puede resumirse en cuatro etapas: exploración y producción, licuación, transporte marítimo y almacena-miento-regasificación.

a) Exploración y producción. El gas natu-ral es principalmente el resultado de la descomposición de productos or-gánicos sometidos a altas presiones y temperaturas durante miles de años. Se encuentra confinado en estructuras selladas por una formación impermea-ble y dentro de yacimientos con unas características geológicas determina-das, como son la elevada porosidad y permeabilidad. Los hidrocarburos se encuentran saturando los poros de las rocas que los contienen.

El gas, por su baja densidad, tiende a migrar hacia la superficie desplazando el agua de los poros de la roca, y si no en-cuentra obstáculos, llega a la superficie.

Para la formación de un yacimiento es necesario que se den estos cuatro facto-res: existencia de una roca madre, pro-ceso migratorio, existencia de roca alma-cén, y existencia de algún obstáculo que impida que el gas llegue a la superficie.

En el proceso de exploración se anali-zan, mediante técnicas geológicas so-fisticadas, las formaciones susceptibles de albergar gas natural. Una vez que

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los estudios concluyen que es factible y rentable su extracción del yacimiento, se procede a su producción y purificación en origen.

b) Licuación. El gas natural se transporta por gasoducto hasta la planta de licuación, donde se purifica para cumplir con los requerimientos técnicos, y para evitar que solidifiquen aquellos productos que pudieran dañar los equipos de la plan-ta. El gas es sometido a un proceso de licuación mediante el empleo de refrige-rantes, que consiste en enfriarlo hasta -163 ºC para su posterior almacena-miento en tanques especiales a presión ligeramente superior a la atmosférica, para después transportarlo mediante buques metaneros a los mercados con-sumidores.

c) Transporte marítimo. Los buques meta-neros transportan el GNL desde la planta de licuación hasta la terminal de rega-sificación, situada en el país de destino cerca de los puntos de consumo. Estos buques están diseñados para transportar GNL en condiciones criogénicas, lo que disminuye el volumen ocupado por el gas natural unas 600 veces aproxima-damente, con el consiguiente ahorro de costes.

d) Almacenamiento-regasificación. La ter-minal de regasificación está diseñada para recibir metaneros que oscilan en-tre 35.000-266.000 m3 de capacidad, que bombean el GNL hacia los tanques de almacenamiento de la terminal utili-zando para ello las bombas y los brazos de descarga del buque. Estos tanques almacenan el GNL hasta su regasifica-ción para satisfacer la demanda. Una vez regasificado, el gas natural se trans-porta por gasoducto hasta los puntos de consumo.

Reseña histórica del GNL

Los comienzos de la industria del GNL se remontan al siglo XIX, cuando el químico y físico Michael Faraday experimentó con la licuación de diferentes tipos de gas, inclui-do el gas natural. El ingeniero Alemán Karl Von Linde construyó el primer compresor refrigerante en Munich (1873). La primera planta de licuación se construyó en el oeste de Virginia en 1912 y comenzó a estar ope-rativa en 1917.

La primera planta comercial de licuación se construyó en Cleveland, Ohio, en 1941. El GNL era almacenado en tanques a presión atmosférica. En ese momento el gas natu-ral podía ser transportado a grandes distan-cias, como más tarde ocurrió con el primer buque metanero, el Methane Pioneer, que transportó el primer cargamento de GNL comercial desde Lake Charles, en Lousia-na (EEUU), a Canvey Island, en el Reino Unido. Posteriormente, nuevas plantas de

licuación y terminales de regasificación fue-ron construidas en las regiones del Atlántico y el Pacífico.

Reservas y producción de GNL

Existen importantes reservas de gas natural concentradas en áreas donde no hay mer-cados significativos para su venta, donde las reservas superan con creces la deman-da local, o bien donde las opciones para construir un gasoducto son limitadas. De estas reservas, aproximadamente el 75% están localizadas en Oriente Medio y Eura-sia. Rusia, Irán y Qatar aglutinan el 57% de las reservas mundiales de gas. Parte del gas natural producido en estas reservas se licúa para transportarlo por barco a aquellos mer-cados donde la demanda de gas supera la producción propia o a la oferta de gas por gasoducto, como son Japón, Taiwan, Corea, Europa y EEUU. El total de reservas mun-diales en 2008 era de 185 Tcm (185.000 Bcm).

)E E U U 6 . 7

C A N A D Á 1 , 6

A R G E N T I N A 0 , 4

T & T 0 , 5

V E N E Z U E L A 4 , 8

P E R Ú 0 , 3

C O L O M B I A 0 , 1

B R A S I L 0 , 3B O L I V I A 0 , 7

H O L A N D A 1 . 3 9

R E I N O U N I D O 0 . 3

N O R U E G A 2 , 9

R U S I A 4 3 , 3

T U R K M E N I S T A N 7 , 9

I R Á N 2 9 , 6

O M Á N 0 , 9

Q A T A R 2 5 , 4

A R G E L I A 4 . 5

E G I P T O 2 . 1

L I B I A 1 , 5

N I G E R I A 5 , 2

O T R O S Á F R I C A

1 . 2

A U S T R A L I A

2 , 5

C H I N A 2 , 4

I N D O N E S I A 3 , 2

M A L A S I A 2 , 4

Mapa 1. Principales reservas mundiales de gas natural en 2008 (miles de Bcm)

Fuente: BP



2. Demanda mundial y mercados de GNL

Antes de analizar la evolución de la deman-da de gas natural licuado, es importante conocer lo que representa con respecto al consumo mundial de gas natural. Se estima que en 2010 el consumo de GNL sea de aproximadamente 300 Bcm, un 10% del consumo total de gas.

El crecimiento del mercado de GNL en los últimos 40 años ha sido de una media anual (cagr) superior al 8%, mientras que el conjunto de la demanda de gas no llega al 3%. Pero es en los últimos 10 años, cuando el GNL adquiere un especial protagonismo, no sólo por el importante crecimiento ex-perimentado (gráfico 1), sino también por

el proceso de “comoditización” que parece estar iniciando.

Evolución histórica de la demanda de GNL

Con respecto a la trayectoria que ha se-guido la demanda mundial de GNL, se observan en su crecimiento durante el pe-

ríodo 1970-2010, tres tramos uniformes de evolución bien diferenciados: 1970-1995, 1995-2005, y 2005-2010. A su vez, la evo-lución de la capacidad de regasificación ha seguido una trayectoria algo más acentua-da, dando lugar al actual ratio de 2,5 veces mayor la capacidad de regasificación que la demanda (gráfico 3).

2009Producción GNL

(En Bcma)

Qatar 50,5

Malasia 30,1

Indonesia 28,8

Australia 25,9

Argelia 22,8

Trinidad y Tobago 19,9

Nigeria 19,3

Egipto 14,5

Oman 12,7

Brunei 9,1

Emiratos Arabes 6,9

Rusia 6,1

Guinea Ecuatorial 4,9

Noruega 3,8

EEUU (Alaska) 1,2

Libia 0,8

Yemen 0,5

Total 257,8

Gráfico 1. Evolución histórica de la demanda de GNL

0255075

100125150175200225250275300325

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010E

Evolución de la demanda de GNL

Bcm

Tabla 1. Producción mundial de GNL (2009)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010E

GNL Total Gas

Bcm

Gráfico 2. Evolución de la demanda total de gas natural y peso del GNL

Fuente: Cedigaz y WmK


Fuente: WmK

53



Período 1970-1995

Aunque el inicio de operaciones comer-ciales de GNL fue a partir de 1964, con la puesta en marcha de la primera planta de licuación en Arzew (Argelia), fue en la déca-da de los 70 cuando las grandes empresas tradicionalmente involucradas en el sector petrolero, como Exxon y Shell, iniciaron su desarrollo en el negocio del GNL en las áreas de producción y transporte. Asimis-mo, se consolidaron importantes compa-ñías del sector, como la argelina Sonatrach que, entre otras, jugó un papel muy rele-vante en el principio de la industria del GNL, a través del desarrollo de sus reservas de gas para exportarlas vía GNL.

A finales de los años 60, casi en la década de los 70, Europa comienza a importar GNL (España, Francia, Italia y Reino Unido) pro-veniente de Argelia, mientras que en 1969 la planta de Kenai en Alaska comenzó a exportar GNL a Japón (principal importador

en el mundo). Desde entonces, el mercado del GNL ha crecido de forma continuada en Asia y Europa, y de modo menos uniforme en EEUU.

Durante los años 70 y 80, Libia, Abu Dhabi, Brunei, Indonesia, Malasia y Australia, se in-corporaron como productores de GNL, a la vez que lo hacían como importadores Bél-gica, Corea y EEUU.

Las compañías productoras de gas nacio-nales (National Oil Companies o NOCs), las empresas internacionales del sector petrolero (IOCs o International Oil Compa-nies) y Japón, establecieron un modelo de negocio consistente en la creación de un vínculo a largo plazo entre el comprador y el vendedor para cada proyecto de GNL. Las claves para este modelo de negocio son las siguientes:

A. Compromiso por parte del comprador para cubrir un volumen significativo de compra de GNL producido para cada proyecto.

B. Contratos a largo plazo (20-25 años) con clausulas de Take or Pay que obli-gan al comprador a pagar por el gas lo consuma o no.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Evolución de la demanda de GNL

Evolución de la capacidad de regasi ficación mundial

Gráfico 3. Evolución histórica de la demanda de GNL en el mundo frente a la capacidad de regasificación (1970-2010)


Gráfico 4. Exportación de GNL por suministrador

Fuente: EIA; 1 Mtpa=1,38 Bcma



C. Mecanismo para fijar un precio estable incorporado a los contratos, mediante fórmulas vinculadas al precio del petró-leo y sus derivados.

D. Planes de inversión para todos los seg-mentos de la cadena de valor, desde la exploración y producción hasta las ter-minales de regasificación.

E. Planificación total para cada una de las inversiones.

Período 1995-2005

El actual principal productor de GNL mun-dial, Qatar, comenzó a operar en 1997, mientras que en 1999 entraron en funcio-namiento las primeras plantas de licuación de la cuenca atlántica en Nigeria y Trinidad & Tobago. En esta última, la petrolera es-pañola Repsol forma parte del capital con un 23% de Atlantic LNG, siendo esta planta de GNL la más cercana al mercado norte-americano. Por otro lado, en el Mediterrá-neo, Egipto exporta GNL por primera vez en 2005 a través de las plantas de Idku y Damietta, con la importante participación de la actual energética española Gas Natu-ral Fenosa en el desarrollo del proyecto de Damietta a través de su filial Unión Fenosa Gas (propietaria del 80% de Segas LNG).

Durante 2004 y 2005, las economías emergentes de India y China inician la im-portación de GNL a través de las termina-les de regasificación de Dahej (Petronet) y Hazira (Shell y Total) en India, y Dapeng y Fujian (Cnooc) en China.

En este período se inicia un cambio res-pecto al modelo de negocio de la época anterior, comenzando a observarse una di-versificación en las fuentes de suministro. Europa, donde el aprovisionamiento por ga-

soducto ha prevalecido, busca suministros alternativos a través del GNL. Por su parte, el mercado norteamericano de GNL está en plena expansión, debido al incremento de plantas de generación de gas que, junto a las previsiones de declive de la producción doméstica, dan como resultado múltiples proyectos de construcción de plantas de regasificación, con la finalidad de poder cu-brir con GNL las previsibles e importantes importaciones futuras de gas.

En estos años, el mercado en EEUU se vuelve más atractivo, debido al aumento de la demanda de GNL y al incremento del precio de referencia del gas en este merca-do, (el Henry Hub), con respecto al resto de índices gasistas. Desde 1995, los socios de Atlantic LNG en Trinidad & Tobago co-mienzan a elaborar un nuevo modelo de negocio basado en el suministro de GNL a Europa o EEUU, aprovechando las oportu-nidades de arbitraje provocadas por las di-ferencias de precios entre estos mercados.

Mientras tanto, Australia, Indonesia y Mala-sia incrementan su producción, y a pesar

de que los principales consumidores asiáti-cos son reacios a compromisos adicionales de compra a largo plazo, éstos adquieren volúmenes en el corto-medio plazo para adaptarse a las posibles fluctuaciones de la demanda. Qatar, consciente de su posición ventajosa para suministrar a las regiones de Asia Pacífico y Oriente Medio, planea incre-mentar su producción.

Más del 50% de la capacidad de regasifica-ción actual ha sido incorporada a partir del año 1995 (gráfico 3).

Período 2005-2010

Durante estos cinco años, se incorporan como países productores de GNL Guinea Ecuatorial y Noruega (Proyecto Snohvit). Pero destaca sobremanera en este perío-do, la incorporación de 120 Bcm de nueva capacidad de licuación, lo que supone un incremento del 55% de la capacidad insta-lada. Qatar se convierte en el principal pro-ductor mundial de GNL, iniciando la opera-ción de 44 Bcm de sus nuevos megatrenes de licuación.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Petroleo LNG Japan Henry Hub NBP

S/M

MBt

u

Fuente:Stream

Gráfico 5. Evolución de los principales índices de precios.

55



Hay que destacar en este último período la evolución del precio del crudo, que se dispara continuando con la tendencia alcis-ta observada desde 2002, hasta duplicar el precio entre 2005 y 2008 (gráfico 5, tra-ducción a gas de los precios del petróleo). En 2008 se alcanzó el máximo valor, para después descender, a finales de 2009, has-ta los valores que se registraron en 2005.

El alto precio del crudo ha afectado a los mercados de GNL de diferentes mane-ras, ya que mientras EEUU cuenta con su propio índice de referencia del gas (Henry Hub), en los mercados asiáticos y europeos los precios del gas mayoritariamente están referenciados al precio del petróleo y sus derivados, con la excepción del Reino Uni-do y algunos otros mercados europeos que cuentan con índices de gas propios de ma-yor o menor liquidez.

Mercados de GNL

Siguiendo una clasificación geográfica de los mercados de GNL, destacamos los si-guientes por su relevancia: Asia Pacífico, Europa y Norteamérica. Otra posible clasi-ficación podría ser la diferenciación entre Cuenca Atlántica y Cuenca Pacífica, al tener características comunes. Sin embargo, sería importante distinguir dentro de cada cuen-ca al mercado norteamericano (Costa Este y Oeste), ya que entendemos que por sus características debe ser tratado aparte.

No se incluyen dentro de esta clasificación los nuevos mercados sudamericanos de GNL. Argentina y Brasil iniciaron la impor-tación de GNL en 2008, a través de termi-nales flotantes de regasificación, para cubrir las puntas de demanda del invierno austral. Por su lado, Chile comienza la importación de GNL con la puesta en marcha durante 2009-2010 de las nuevas terminales de regasificación de Mejillones y Quintero.

Tampoco se incluye en dicha clasificación el incipiente mercado de Oriente Medio, ac-tualmente de carácter estacional, pero con perspectivas de alcanzar demandas perma-nentes en países como Kuwait y Dubai.

Asia Pacífico

Las principales demandas de esta región (Japón, Corea del Sur y Taiwan) consu-men aproximadamente 137 Bcm de GNL (datos de 2009), el 54% de la demanda mundial de GNL. Se caracterizan por no contar con reservas propias de gas ni con una red de gasoductos que les conecte con países productores, por lo que el GNL cobra una especial relevancia, ya que de-penden totalmente de él para satisfacer sus necesidades de gas. Además, en el caso de Japón existen obstáculos geográ-ficos que impiden el desarrollo de infra-estructuras que permitan la interconexión entre regiones, y por esta razón cuentan con gran número de terminales receptoras de GNL a lo largo de toda su costa (27 terminales).

En las demandas de gas de Japón (89 Bcm en 2009), y de Corea del Sur (36 Bcm en 2009), el segmento de consumo de gene-ración eléctrica tiene un peso muy impor-tante en la demanda total (entre 50-60%), mientras que los consumos domésticos comerciales tienen mayor peso en Corea (aprox. 35%) que en Japón (aprox. 20%), con la consiguiente alta estacionalidad.

Cabe destacar la importante influencia de la energía nuclear en el mix de generación eléctrica japonés, ya que en caso de no disponibilidad nuclear la generación por gas debe cubrir su funcionamiento, y por tanto, requerir volúmenes adicionales de GNL para su consumo. Tal y como pasó en 2007, con la parada nuclear de determina-dos reactores de la central de Kashiwazaki-Kariwa, de 8.000 MW.

Los mercados emergentes de India (13,2 Bcm en 2009) y China (7,6 Bcm en 2009), actualmente suponen conjuntamente el 13% de la demanda de GNL de la región. Existe un alto grado de incertidumbre en la

020406080

100120140160180200220

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

Ja pón Corea T a iw a n India China

Bcm

CAGR=4,9%

CAGR=5,8%

Gráfico 6. Evolución de la demanda de GNL en Asia Pacífico-Oriente Medio

Fuente:WmK



posible evolución de estos mercados: am-bos países tienen un bajo nivel de penetra-ción del gas en su perfil energético, y en el caso chino, la incertidumbre se incrementa por el impacto que puedan tener combus-tibles alternativos como el carbón (aprox. 70% del total de energía consumida), así como la propia evolución del desarrollo de las reservas domésticas de gas. De todos modos, ambos países se han incorporado como nuevos players en el mercado inter-nacional de GNL, atrayendo volúmenes de GNL spot (corto plazo) y firmando sus pri-meros contratos de suministro a largo plazo. En el caso de India, su situación geográfica a medio camino entre Oriente Medio y el lejano Oriente (Japón y Corea), la sitúa en una posición ventajosa al permitir ahorros logísticos a los suministradores de GNL.

Con respecto a las dinámicas de precios de los mercados asiáticos, cabe destacar que en los principales mercados de Japón y Corea del Sur -muy concienciados con la seguridad de suministro-, la mayor parte del GNL está comprometido a través de contra-tos a largo plazo (20-25 años). Las fórmulas de precio de estos contratos en su mayoría están indexadas a la cesta de crudos del JCC (Japanese Crude Cocktail). Tradicionalmen-te, estas indexaciones se consideran algo superiores a las de los precios europeos del GNL por la inexistencia de alternativas por gasoducto con las que competir. En cuanto a los mercados emergentes de China e In-dia, los estructuras de precios están también indexados al crudo, aunque con diferentes niveles en función del momento de nego-ciación de los mismos.

En cuanto al suministro de GNL, cabe des-tacar el papel de Qatar, Malasia, Indonesia y Australia como principales suministrado-res, que representan respectivamente el 20%,19%,17% y 13% (datos 2008), del total de aprovisionamientos. En el gráfico 7

se representan los principales suministra-dores.

Europa

Europa consume aproximadamente 70 Bcm de GNL (2009), un 28% de la de-manda mundial. Los consumidores de GNL más importantes en Europa son Es-paña, Francia y recientemente Reino Uni-do, cuyos datos de consumo en 2009 son respectivamente 27,8 Bcm, 13,3 Bcm y 10,4 Bcm (en 2008 consumió 1 Bcm). Al contrario de lo que ocurre con el mercado asiático, el mercado europeo se encuentra interconectado parcialmente mediante una amplia red de gasoductos, además de 19 terminales de regasificación con una capa-cidad total de 160 Bcm aproximadamente.

A pesar de que Europa cubre una importan-te parte de su demanda de gas natural con producción doméstica (Rusia 602, Noruega 99, Reino Unido 70 y Holanda 68 Bcma de producción en 2008), ésta no solo no es suficiente para satisfacer las necesidades de consumo, sino que se requiere del GNL como herramienta de diversificación y de

seguridad del suministro. No hay que olvi-dar que la dependencia de Europa con Ru-sia representa un 40% del total de impor-taciones por gasoducto, y un 35% si se le suma el GNL. La crisis entre Rusia y Ucrania de enero de 2009, provocó el recorte de las exportaciones a Europa en un 35% durante ese mes, con el consiguiente impacto en los hogares y economías de algunos países del centro y este de Europa.

Con respecto a la tipología de demanda, se describen únicamente las de España, Fran-cia y Reino Unido, por ser los mercados eu-ropeos más importantes de GNL.

En España el consumo de gas para genera-ción eléctrica ha sido el principal vector de crecimiento de la demanda desde el año 2000. En España, en el 2009, el sector in-dustrial y el sector de generación eléctrica supusieron el 50% y el 35% de la deman-da de gas, respectivamente.

Por el contrario, en Francia la demanda resi-dencial / comercial tiene un peso en la de-manda total de gas del 54% frente al 11% de la demanda de generación eléctrica. Una

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

Japón Corea del Sur China India Taiwan

Alask

a

Arge

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Egipt

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Indon

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Oman

Otros

Qatar

T&T

EAU

Malasia

Bcm

Gráfico 7. Principales suministradores en la región Asia-Pacífico en 2008

Fuente:WmK

57



singularidad del mercado francés es el gra-do de penetración del gas, que representa únicamente el 15% del total de energía consumida en comparación con el 23% de la media europea, debido principalmente a la elevada participación de la energía nu-clear en su mix energético (43%).

En el Reino Unido, los segmentos residen-cial / comercial y el de generación, repre-

sentan respectivamente el 43% y 36% de la demanda. Pero el rasgo más característico del mercado británico no es sólo la estruc-tura de su demanda, sino la evolución de su capacidad de producción de gas. Desde el año 2000 ha visto reducida su produc-ción de gas desde los 115 Bcm hasta los 62 Bcm del 2009, y se espera que las actuales reservas se agoten en menos de 10 años. Por esta razón, el Reino Unido ha apostado

Gráfico 8. Evolución de la demanda de GNL en Europa

0

2

4

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

E s p a ñ a F r a n c i a T u r q u í a B é l g i c a I t a l i a G r e c i a P o r t u g a l R U H o l a n d a

CAGR=8%

Bcm

CAGR=7,6%

Fuente:WmK

por el GNL, y buena prueba de ello son los más de 33 Bcm de capacidad de regasifica-ción con los que cuenta actualmente, y los más de 30 Bcm adicionales que tiene en proyecto en el horizonte 2015.

Otra característica común de los mercados europeos de GNL es el limitado nivel de almacenamiento que poseen. En el caso de los tres principales mercados (España, Fran-cia y Reino Unido), éstos no superan los 20 Bcm, representando alrededor del 10% del total de su demanda conjunta. Esta cifra se ve distorsionada por la inclusión de Francia, que cuenta con 13 Bcm de capacidad de al-macenamiento. El escaso nivel de almacén tiene una relevancia importante en el GNL, dado que la modulación del déficit inver-nal o el exceso de verano, se hace parcial-mente con las compra-ventas de GNL en los mercados spot (no es así en el caso del Reino Unido, ya que la modulación se ha venido realizando con la producción propia y las importaciones de Noruega).

Mientras que en Europa, en los últimos diez años, España ha sido el principal receptor y fuente de crecimiento del mercado de GNL, en los próximos cinco años el prota-gonismo recaerá fundamentalmente en el Reino Unido.

En cuanto a los países exportadores de GNL a Europa, los principales son Argelia, Nigeria y Qatar. En el gráfico 9 se indican los sumi-nistradores más representativos.

Otro rasgo característico de Europa, es la proliferación de hubs o mercados locales de gas, tanto en la Europa continental como en el Reino Unido. Los orígenes del primer mercado líquido de gas natural se remon-tan a 1996, cuando se crea el NBP (Natio-nal Balancing Point) como punto de entre-ga virtual de gas en el Reino Unido, lo que conduce a la creación de un mercado orga-

Gráfico 9. Principales suministradores a Europa en 2008

02468

101214161820

España Francia Reino UnidoItalia Bélgica TurquíaPortugal Grecia

Bcm

Arge

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Egipt

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G. Ecu

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Nigeria

Norue

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Trinid

ad

Fuente:WmK



nizado de gas. A finales de 1998 se abre el gasoducto de interconexión entre el Reino Unido y el continente europeo a través de Bélgica (Interconnector), permitiendo así el tránsito y la comercialización de gas, conec-tando con el hub de Zeebrugge (Bélgica) en dónde además de la terminal de GNL convergen importantes gasoductos.

Más adelante se inaugura la conexión en-tre Holanda y el Reino Unido a través del BBL. En Holanda también existe un punto virtual de intercambio, el TTF (Title Transfer Facility), que cuenta con una relativa liqui-dez (80 Bcma), situándose por delante del de Zeebruggee (40 Bcma) y tras el NBP (1400 Bcma), tanto en negociación diaria como en productos a futuro. La conexión entre estos tres mercados hace que las co-tizaciones de sus precios estén altamente correlacionadas y que de alguna manera el NBP, por su tamaño y liquidez, influya en el resto.

En Europa no existe un precio de referencia de importación de GNL. Los precios publi-cados son los precios estimados de gas por gasoducto entregado en la frontera del país en cuestión, excepto en los que hay merca-do líquido, donde la referencia es la propia del punto virtual o el hub. No obstante, en el resto del continente europeo, donde no existen mercados líquidos de gas, el precio del gas natural es el fijado en los contratos a largo plazo con fórmulas indexadas a deri-vados del petróleo.

Norteamérica

Norteamérica cuenta con 8.300 Bcm de reservas probadas de gas, el 4,1% del mundo, mientras que Centro y Sudamérica disponen de 7.100 Bcm, el 4%.

Aunque en Norteamérica existen termina-les de GNL además de en Estados Unidos,

en México, Canadá, República Dominicana y Puerto Rico, este epígrafe se centra en los Estados Unidos, por ser el mercado más grande de gas del mundo y por la relevan-cia que tiene como referencia de mercado para el GNL.

El GNL representó únicamente el 1,5% (10 Bcm) de la oferta de gas de EEUU en 2008,

Gráfico 10. Evolución de la demanda de gas y GNL en EEUU

10

647,6

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100

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Demanda GNL Demanda Gas Natural

Bcm

Fuente: WmK y CERA

cuando el consumo total de gas natural fue 657 Bcm. En el gráfico 10 se expone la evo-lución de la demanda de GNL en EEUU.

EEUU y Canadá cuentan con una importan-te producción propia de gas natural (aprox. 582 Bcm y 175 Bcm respectivamente en 2008), mientras que la demanda de gas natural en ambos países es de 657 Bcm

Gráfico 11. Capacidad de regasificación vs demanda en EEUU

-

10

20

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50

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Demanda de GNL en EEUU Capacidad de Regasi ficación en EEUU

Bcm

59



y 100 Bcm. El importante y reciente de-sarrollo de las reservas no convencionales de gas natural, Shale gas y Tight gas prin-cipalmente, ha transformado el panorama de producción de ambos países. Mientras que hace cinco años se esperaba un de-clive progresivo de la producción de gas local, lo que impulsó el desarrollo de ter-minales de importación de GNL, ahora, el potencial de estas reservas no conven-cionales ponen en riesgo la viabilidad de muchas de las terminales de regasificación (gráfico 11).

Actualmente y a lo largo de la costa este y el Golfo de México, están en operación las ter-minales de regasificación de Cameron LNG (7,8 Bcma), Cove Point (14,7 Bcma), Elba Island (9,6 Bcma), Everett (7,4 Bcma), Free-port LNG (16 Bcma), Gulf Gateway (5,2 Bcma), Lake Charles (18,6 Bcma), Nor-theast Gateway (4,1 Bcma) y Sabine Pass (30,5). Las últimas terminales en entrar en operación han sido Sabine Pass, Northeast Gateway y Freeport LNG, que están en fun-cionamiento desde 2008, y Cameron LNG que comenzó a operar en 2009.

En el período 2003-2008, Estados Unidos ha importado entre el 13% y el 16% de

sus necesidades de gas natural. La mayoría de estas importaciones han sido a través de gasoducto desde Canadá, mientras que las importaciones de GNL oscilaron entre el 1% y el 3% de sus necesidades en el mismo período.

El mercado del gas natural en EEUU es el mercado de gas más líquido del mundo, en donde el precio se fundamenta en los prin-cipios de oferta y demanda que se reflejan en su hub más importante, el Henry Hub. En este punto físico situado en Louisiana, convergen 16 gasoductos intra e interesta-tales que recogen las entregas de producto-res locales. Esta red de gasoductos da ser-vicio a mercados en la costa este, a la costa del Golfo de México, y al medio oeste hasta la frontera con Canadá.

El precio del gas en boca del pozo se libera-lizó a principios de los 80, y desde entonces se ha desarrollado un comercio físico y de opciones y futuros cotizados en el NYMEX, y además de en el Henry Hub, en otros hubs de carácter más local. El precio de estos otros hubs o puntos de entrega, está fijado como diferencias (+/-) entre el Henry Hub, y se le denomina “Basis”, que a su vez es-tán influenciados por la situación de la de-

manda de la región, las restricciones en el transporte y la distancia a los consumidores finales.

Este sistema totalmente liberalizado parece haber funcionado de manera adecuada, ha-biendo podido transmitir las señales de pre-cio suficientes para garantizar la inversión en nuevas infraestructuras en los sistemas gasistas de EEUU.

El precio del GNL en los EEUU no tiene ape-nas impacto en el nivel del Henry Hub. De hecho, el GNL es precio aceptante (Price Taker) del precio del gas del mercado final, una vez descontados los costes de tubería y de regasificación.

Aunque el GNL no tenga un peso impor-tante en el mercado de gas de EEUU, su tamaño y liquidez, le sitúan como una de las alternativas más viables para “absorber” GNL, tanto por el atractivo coyuntural de sus precios, como por ser un mercado de último recurso dónde dirigir un GNL que no encuentra otro destino. Es por ello que los futuros del gas natural del NYMEX, se utilizan como referencia a nivel mundial en operaciones spot y en contratos a largo pla-zo, principalmente del Atlántico.

3. Conclusión

Con la información y datos vistos a lo largo del documento, es evidente que la industria del GNL se encuentra en un proceso de consolidación y con importantes retos que asumir en el futuro próximo. La evolución del gas natural dentro del contexto energético mundial afecta de modo relevante a la industria del GNL. Entre los retos político-económicos, técnicos y comerciales a afrontar en los próximos años, destacan los siguientes:

Económicos y políticos

• El efecto de la recuperación económica en la demanda mundial de gas y de GNL.

• El impacto que puedan tener en la demanda de gas y de GNL las políticas medioambientales de reducción de emisiones y el consiguiente fomento de las energías renovables.



• La evolución de las economías emergentes, en concreto China y sus políticas energética (carbón y gas) y medioambiental.

• La debilidad del mercado crediticio y su efecto en la consecución de financiación para el desarrollo de nuevos proyectos de licuación.

• La evolución de los precios del petróleo tras la recuperación de su demanda.

Tecnológicos

• El desarrollo de tecnologías flotantes de licuación y regasificación, entre los que se incluyen proyectos a pequeña y mediana escala que puedan impulsar el desarrollo de nuevas reservas y mercados que hasta ahora no estaban en el objetivo de la industria.

• El potencial que las reservas no convencionales de gas puedan tener, ya no sólo en EEUU, donde conocemos sus efectos, sino en mercados como el europeo y el asiático (Australia, China…).

Comerciales

• El efecto en los mercados y en la contratación de GNL que conlleva el incremento de GNL flexible (sin destino prefijado), fundamentalmente de Qatar.

• El desarrollo de acuerdos entre los agentes del mercado de GNL para el incremento de flexibilidad contractual y logística que les permita maximizar el valor del GNL.

• La resolución de procesos de revisión de precios y arbitrales durante el periodo de sobreoferta de gas (2009-2010), que servirá omo señal al mercado de nuevos niveles de precio.

• La continuidad o no de la desconexión entre los precios indexados a petróleo y los precios de los mercados de gas, así como la competitividad de los precios internacionales y los precios de los mercados regionales.

• El desafío que supone la integración en el negocio del GNL, tanto de productores en downstream como de comercializadores en upstream.

Estos son sólo algunos de los retos en los que están inmersos la mayoría de países involucrados de una u otra manera en el sector del GNL. Entre estos países se encuentra también España, que gracias al impulso de sus gobiernos, del gobierno europeo y también de sus empresas, ha sido y sigue siendo un actor clave en la industria del GNL.

Es de esperar que las empresas españolas sigan asumiendo, aún con mayor protagonismo, el importante papel que juegan en el sector de GNL en todas sus vertientes, tanto de producción como de transporte y comercialización. Con un objetivo final: garantizar la seguridad de suministro a los clientes a precio competitivo, ofreciendo un producto de alto valor añadido. n

61

La geopolítica del gas natural en Europa: la estrategia rusa de abastecimiento de gas y el contexto actual del mercado


Energía Limpia 1.0Más allá del enfoque ecológico: creación de puestos de trabajo sostenibles y una estrategia energética a largo plazo

Energía verde: de superestrella a estrella

En un primer momento, en los tiempos en los que el petróleo rozaba los 100 USD el barril y Rusia se dedicaba a hacer un uso político de sus gasoductos, la energía verde era considerada el santo grial de la seguridad energética. Más tarde, cuando las preocupa-ciones sobre el cambio climático alcanzaron

Joseph A. StanislawConsejero Senior Independiente Energía y Sostenibilidad. Deloitte LLP

su punto álgido, la energía verde se convirtió en un remedio útil para luchar contra el ca-lentamiento global. Y cuando estalló la Gran Recesión, se convirtió en la panacea para ha-cer frente al desempleo y a los bajos salarios.

La energía verde, a juzgar por la historia, ha significado muchas cosas para todos. Pero inevitablemente, el péndulo oscila. En este caso, ya lo ha hecho. El año pasado, expe-

rimentamos un cambio de rumbo cuando la clase política empezó repentinamente a mostrar su preocupación por los costes en el contexto de una profunda recesión. Se empezó a dar prioridad a la “energía limpia” sobre la “energía verde”, reconociendo que los combustibles fósiles y la energía nuclear son un puente al futuro – tal vez un puente más largo de lo que la mayoría imagina o espera.

Es esencial replantear el reto de este modo: en lugar de la carrera por la energía verde, nos encontramos en una ca-rrera global por una tecnología limpia para desarrollar energía limpia de tal modo que bene-ficie a la economía, los traba-jadores, el medioambiente y la seguridad nacional. Esta filosofía de la energía limpia aún está en ciernes – “Energía Limpia 1.0” – como lo estaba la industria de la telefonía mó-vil en 1983, cuando Motorola lanzó su DynaTac 8000x de casi un kilo de peso a un pre-cio de 4.000 USD, o el mun-do de la informática en ese

Gráfico 1. Puente al futuro



mismo año, cuando Windows 1.0 salió al mercado.

Ahora nos toca volver a valorar la situación, pues disponemos de más datos sobre la realidad de los puestos de trabajo en la economía “sostenible”. Los responsables de las políticas deben evitar caer en exa-geraciones y efectuar una valoración más documentada de cómo pueden evolucio-nar las tecnologías verdes y limpias y cómo encajarán en la ecuación global de la ener-gía. Una estrategia inteligente nos permitirá focalizar nuestras inversiones y aumentar notablemente la investigación en tecnolo-gías que creen puestos de trabajo locales sostenibles.

Todo esto son buenas noticias, un proce-so necesario para conseguir la madurez del debate sobre la energía. Mientras que hubo un tiempo en el que la energía era una cuestión confinada a los comités del Congreso y los grupos de la industria, ac-tualmente casi todas las comunidades es-

Gráfico 2. Un nuevo reto – desarrollo limpio

tán movilizadas, desde políticos de todos los niveles hasta empresas de todo tipo y particulares en todos los rincones del mun-do. Los sindicatos también están en prime-ra línea, ya que representan a trabajadores cuyas capacidades pueden transferirse al nuevo ámbito de la energía limpia.

La energía ha pasado a ser una preocupa-ción nacional.

Esta movilización ha modificado para siem-pre el modo en que se desarrollan las polí-ticas energéticas. La política energética es al mismo tiempo política climática, política de seguridad nacional, política económica y po-lítica laboral. Ante todo, ha transformado al consumidor en una pieza clave del debate. Dicho de otro modo, el consumo de energía ha sido politizado debido a nuestro elevado grado de concienciación en lo que respec-ta al impacto del consumo energético en nuestros bolsillos, en la seguridad nacional, en el medioambiente y, más recientemente, en nuestros puestos de trabajo.

Esta “politización de la deman-da” supone que los consumi-dores han tomado cartas en el asunto. Al buscar productos energéticamente más eficien-tes y limpios, así como energía limpia, están cambiando radi-calmente el comportamiento de las empresas, la asignación del capital y la perspectiva de los legisladores.

La recesión ha acentuado esta tendencia. Antes de la crisis, la demanda de productos limpios y energéticamente eficientes permitió a los consumidores ser parte de la solución a los problemas medioambientales y de seguridad nacional a los que se enfrentaba por ejemplo

EE.UU., al tiempo que suponía un ahorro de dinero. La actual crisis económica ha pues-to de relieve las ventajas en costes de los productos energéticamente eficientes. De este modo, la seguridad nacional, el cambio climático y la crisis económica componen un cóctel que tiene una gran influencia en el comportamiento de los consumidores, los cuales están intentando utilizar me-nos energía y adoptar una actitud “limpia”. Como resultado, los productos que fabrican las empresas están cambiando, lo cual tie-ne un impacto en la asignación del capital y afecta, por tanto, al crecimiento del empleo y a la economía.

Esta politización de la demanda es impor-tante, especialmente teniendo en cuenta el nivel de consumo de energía en algunos países (cada estadounidense emite 20 to-neladas de CO

2 al año, frente a las 8,4 to-neladas de los europeos). En este sentido, el movimiento ciudadano organizado ya ha producido innovaciones críticas en las polí-ticas en los ámbitos empresarial, civil, local

63



gua URSS para enviar al primer hombre a la luna – que podría determinar su lugar en la economía global. Y, en este contexto, pare-ce que EE.UU. se habría quedado muy atrás en el desarrollo de dicha visión estratégica de la energía.

Da que pensar el hecho de que China cuente actualmente con un mercado más favorable y predecible para las inversiones privadas en tecnologías de energía limpia que EE.UU. En gran parte, esto se debe a que China sabe dónde quiere situarse en el mapa energético: quiere ser el principal fa-bricante de componentes de tecnologías de energía renovable. (No deja de ser irónico que estas tecnologías tengan sus orígenes en investigaciones financiadas por EE.UU., en los tiempos en los que el presupuesto de este país para I+D era elevado, en los setenta y los ochenta). China está invirtien-do masivamente para lograr sus objetivos: alrededor de 1 billón de USD en tan sólo diez años.

y estatal de EE.UU. En febrero de 2010, por ejemplo, 1.017 alcaldes procedentes de 50 estados – en representación de casi 90 mi-llones de ciudadanos – diseñaron planes de sostenibilidad para sus ciudades centra-dos en la eficiencia energética y la racio-nalización de los recursos. Treinta estados de EE.UU. han desarrollado normas sobre energía renovable, con objetivos de entre un 15% y un 25% para 2020. Las empre-sas, entre tanto, continúan centrándose en los productos “limpios” que demandan los consumidores.

Tras un cuarto de siglo de estancamiento, los gobiernos sienten la urgente necesidad de crear un marco nacional para la energía que tenga visión de futuro. En esta labor, los legisladores se enfrentan a un nuevo entorno en el que la política energética constituye un potente prisma a través del cual se construyen todas las políticas eco-nómicas y laborales. Además, la política energética es, ahora más que nunca, una cuestión de seguridad nacional para algu-

nos países que se han embarcado en una carrera de tecnologías limpias con China y otros países – similar a la carrera con la anti-

Gráfico 3. Energía de la geopolítica: la carrera del desarrollo limpio

Gráfico 4. Energía limpia: condicionada por los mercados



En EE.UU. la atención que la Administración de Obama ha prestado a las tecnologías verdes ha convertido la energía en una pre-ocupación nacional – y, aunque sólo sea por este motivo, el enfoque de la Administración puede considerarse un éxito. Sin embargo, el énfasis en lo ecológico ha distorsionado la visión de conjunto del debate energético, y ha empañado la capacidad para evaluar de manera precisa qué es lo que más convie-ne. Durante los últimos dos años, en parti-cular, los fondos federales se han concentra-do en las energías verdes con la esperanza de crear los “empleos del futuro”.

Como resultado, se han dedicado muchos esfuerzos a la creación de empleo en el área de abastecimiento: fabricación e ins-talación de aerogeneradores, por ejemplo, o paneles fotovoltaicos (la mayor parte fa-bricados en China), y no se ha incidido lo suficiente en desarrollar las aptitudes nece-sarias para crear puestos de trabajo soste-nibles a lo largo de toda la cadena de sumi-

nistro de la energía. Los puestos en el área de fabricación pueden reportar cierta satis-facción inmediata, pero el número de traba-jos de este tipo es inferior al que se había previsto y presentan una mayor tendencia a la deslocalización al extranjero. Por el con-trario, los puestos en el área de la demanda – los que contribuyen a reducir y gestionar la demanda – estarán mejor pagados y se-rán más sostenibles. Esta situación podría cambiar a medida que las tecnologías de energía limpia evolucionan desde el 1.0 al 2.0 o niveles más avanzados. Pero, en cual-quier caso, los responsables de las políticas tienen que examinar mucho más cerca la evolución de los datos de empleo.

Otra de las consecuencias de ver el mun-do a través de una lente tintada de verde es que se han descuidado otras formas esenciales de energía, especialmente el gas natural, que es relativamente limpio y abun-dante. Es imposible cruzar el puente hacia un futuro de bajas emisiones de CO

2 sin

movilizar a los sectores del petróleo y el gas. Para acelerar este proceso, todas las formas de energía, incluidos los combustibles fó-siles y la energía nuclear, deberían poder competir en un contexto de bajas emisio-nes. También es esencial recordar que las industrias del petróleo y el gas generan cientos de miles de puestos de trabajo alta-mente cualificados y remunerados, puestos que se necesitan para desarrollar los futuros recursos de petróleo y gas con bajo nivel de emisiones. Se trata de cualificaciones y puestos que, una vez que se pierdan, es improbable que se recuperen. Se trata ade-más del tipo de puestos que podrían apro-vecharse en la transición a las tecnologías limpias (por ejemplo, las tecnologías más sofisticadas de control remoto con las que el sector del gas y el petróleo controla su producción son también muy relevantes en el campo de las tecnologías limpias).

Ante todo, el “fervor ecológico” ha impedi-do ocuparnos de la energía que no debería-

Gráfico 5. Invirtamos el planteamiento: de los medios al fin

65



mos estar malgastando (mediante iniciati-vas de eficiencia, conservación y reducción de la demanda).

Por último, se podría profundizar más y am-pliar el enfoque de la innovación y el I+D. La actual generación de tecnologías reno-vables, como la eólica, están alcanzando su madurez, mientras que otras, como la solar, están avanzando rápidamente en la curva tecnológica. Pero a medida que se desarrolla la próxima generación de estas tecnologías, necesitamos saber dónde se crearán los puestos de trabajo sostenibles y aprovechar las oportunidades pertinen-tes. Para ello, también habría que abordar de una manera más decidida los próximos hitos en materia de energía, desde la relati-vamente fácil tarea de reducir las emisiones de CO2 de los combustibles fósiles, hasta la necesidad de rediseñar la red nacional, pa-sando por la incipiente iniciativa de obtener energía a partir de las olas del mar, los enfo-ques innovadores para el almacenamiento de energía y los avances en tecnologías de baterías. En este nuevo punto de inflexión energético, se deberían construir industrias sostenibles basadas en la investigación, la innovación, el desarrollo y la implanta-ción a lo largo de cada cur-va de tecnología energética, desde el 1.0 al 3.0. Al ha-cerlo, también se deberían establecer unas reglas de juego que promuevan la in-novación y la implantación de una determinada tecno-logía a lo largo de toda la cadena de suministro.

La energía verde ya no es mano de santo. Ahora ya puede desempeñar su pa-pel fundamental, pero real, dentro de un conjunto de

formas de energía y tecnología que hará funcionar al planeta en el siglo XXI. La transi-ción del enfoque verde al limpio impulsará la próxima fase de desarrollo de la econo-mía mundial, a medida que competimos por crear tecnologías que nos ayuden a producir energía de una manera más eficaz y a reducir su uso.

A medida que avanzamos en la curva de aprendizaje de la Energía Limpia 1.0 y la dejamos atrás seremos capaces de sope-sar los beneficios de cada forma de energía – teniendo en cuenta el coste, el impacto medioambiental, la creación potencial de puestos de trabajo y aspectos de seguridad nacional – con el fin de desarrollar políti-cas más acertadas y promover un entorno de mercado que impulse una “cartera” adecuada de formas de energía. Si juga-mos bien nuestra baza, conseguiremos, al abordar estas cuestiones, promover el cre-cimiento en lugar de obstaculizarlo.

Entender la curva de evolución de las tec-nologías limpias – desde la Energía Limpia 1.0 a la Energía Limpia 7.0 (o lo que venga),

donde deberíamos estar a mediados de si-glo – es más complicado de lo que pare-cía. Los responsables de las políticas y los líderes empresariales tendrían que estudiar dónde se van a generar puestos de traba-jo relacionados con la energía en el futuro, analizando toda la cadena de suministro y determinando qué trabajos son sostenibles, están bien remunerados y son menos sus-ceptibles de deslocalización.

Hasta el momento, una constatación crítica es que se pueden estar pagando demasia-das subvenciones por puestos de trabajo que podrían desaparecer en un corto plazo, una dolorosa lección que ya han aprendido los españoles y los alemanes. Ambos paí-ses subvencionaron los mercados fotovol-taicos para ayudar a crear puestos de tra-bajo y promover la demanda de módulos fotovoltaicos. Y tuvieron éxito, aunque duró poco. No pasó mucho tiempo antes de que China, que había transformado los merca-dos fotovoltaicos en un producto básico o commodity, dominara la oferta. Ahora es Pekín la que se beneficia de las subvencio-nes españolas y alemanas.

Gráfico 6. La evolución tecnológica: la dinámica para el éxito económico



Antes de la crisis, el greenwashing– la prác-tica de dar una imagen ecológica para resal-tar las propias virtudes – era principalmente un fenómeno empresarial. No pasaba un día sin que varias empresas dieran a cono-cer nuevas versiones más ecológicas de sí mismas. Las empresas ponían todo su em-peño en crear productos con bajo consumo energético: ordenadores, coches, bombi-llas, material de aislamiento.

Actualmente, esta práctica se ha extendido también a la esfera política. Los responsa-bles de las políticas de todos los países se abren paso a codazos para publicar notas de prensa sobre el número de puestos de trabajo relacionados con la energía verde que han creado en su ciudad, estado, re-gión o país.

En EE.UU. los defensores de la Ley de Re-cuperación y Reinversión de EE.UU. (Ameri-can Recovery and Reinvestment Act) dotada con 787.000 millones de USD, que incluía 80.000 millones de USD para iniciativas de energía limpia, declararon que la Ley en su conjunto crearía 3,5 millones de puestos de trabajo, muchos de ellos en el campo de las energías verdes. “Mediante la construcción de un sector compacto de energía limpia lograremos crear los trabajos del futuro, tra-bajos bien remunerados y que no pueden deslocalizarse”, afirmó Obama. Pero, según parece – a menos, a juzgar por los primeros resultados – el número de puestos de tra-bajo en energías verdes es inferior al que se había previsto, están peor pagados y tienen menos estabilidad; y, desafortunadamente, sí pueden ser objeto de deslocalización al extranjero. Más de un año después de la in-troducción de la Ley de Recuperación, el re-cuento realizado por el Gobierno de EE.UU. de los puestos de trabajo creados gracias al paquete de estímulo energético ascien-de a un total de 60.000 (de los 300.000 puestos creados en total por las leyes de

estímulo). En algunos sectores, a pesar del intenso gasto, se ha registrado una pérdida neta de puestos de trabajo. Esto no es mo-tivo para perder la esperanza en lo que se refiere a puestos de trabajo en energías ver-des a largo plazo (después de todo, todavía nos encontramos en la fase de la Energía Limpia 1.0), pero debería hacer reflexionar a los responsables de las políticas a la hora de plantearse la estrategia global de energía y la carrera para avanzar en la vía del desa-rrollo económico limpio.

Analicemos, por ejemplo, la situación del sector de la energía eólica en EE.UU.: el año pasado, el país amplió su capacidad en energía eólica (9.900 megavatios, sufi-ciente para proporcionar suministro a 2,4 millones de hogares) más que ningún otro año. Pero, según un informe del American University’s Investigative Reporting Works-hop, 1.219 de los 1.807 aerogeneradores financiados mediante paquetes de estí-mulo fueron fabricados en el extranjero. Aunque el caso del sector eólico ha sido el más notorio en este sentido, esta tendencia básica se palpa en toda la industria. Actual-mente, aproximadamente un 70% de los sistemas y componentes de energía limpia en EE.UU. se fabrican en el extranjero, y EE.UU. produce menos de un 10% de los componentes de tecnología solar del mer-cado global.

En total, según las cifras de la Casa Blanca, cada puesto de trabajo creado en el campo de las energías verdes en EE.UU. ha costa-do 135.294 USD. Este coste sería acepta-ble si se tratara de puestos sostenibles. El hecho de que con frecuencia no lo sean ha suscitado críticas incluso entre los defenso-res de la Administración. “Se han generado demasiadas expectativas sobre los puestos de trabajo en el área de la energía verde”, ha declarado Philip Mattera, autor principal del estudio realizado por Good Jobs First,

una entidad asociada de Corporate Re-search Project. “En muchas de las propues-tas simplemente se da por supuesto que serán buenos puestos de trabajo y que por eso deberíamos invertir en ellos. Muchas personas están tan ocupadas creando estos puestos que no están prestando demasiada atención a la calidad de los mismos. O sim-plemente se contentan con el “lo dejamos para más adelante”. Los salarios en muchas instalaciones de producción de dispositivos eólicos y solares están por debajo de la me-dia nacional de EE.UU. para puestos com-

parables en el sector de fabricación”, según recoge el informe de Good Jobs.

Por otra parte, según un estudio de la Uni-versidad Rey Juan Carlos en España, por cada puesto de trabajo creado en el ámbito de las energías verdes, se pierden 2,2 pues-tos en otras áreas, y sólo uno de cada diez puestos de trabajo ecológicos es indefinido. El estudio reveló que el coste de cada pues-to ecológico creado en España asciende a 800.000 USD, debido a las subvenciones, el mayor coste de la electricidad y los mayo-res impuestos. Un reciente informe del ga-binete de estrategia alemán Rheinisch-Wes-tfalisches Institut fur Wirschaftsforschung, “Impactos económicos del desarrollo de las energías renovables: la experiencia alema-na”, concluye que, según parece, el progra-ma nacional de puestos de trabajo ecológi-cos ha creado 278.000 puestos, aunque al elevado coste de 240.000 USD por puesto. E incluso los nuevos puestos creados son vulnerables, ya que están orientados a la exportación – y otros países han empezado rápidamente a vender por debajo del pre-cio de los materiales ecológicos alemanes. Como resultado, los instaladores de equi-pos de energía verde en Alemania importan componentes fabricados en el extranjero, lo cual significa que Alemania está subvencio-nando puestos de trabajo en China.

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Asia está desarrollando una estrategia de energía limpia mucho mejor financiada y más sofisticada que la mayor parte de Occi-dente. Corea del Sur ha dedicado un 81% de sus paquetes de estímulo a iniciativas ecológicas, mientras que en China ha sido un 34%. Por el contrario, EE.UU. asignó tan sólo un 12% de dicho gasto al sector ecoló-gico y Reino Unido, última de la cola, un 7%.

El resultado es que China, que se está gas-tando 9.000 millones de USD mensuales en proyectos de energía limpia, es un des-tino más atractivo para los inversores. Y se nota: en 2008, EE.UU. se situó en cabeza como principal productor mundial de aero-generadores, dejando atrás a Alemania. En tan sólo un año, China tomó las riendas.

Una reforma limpia y eficiente: prioridades para los responsables de políticas

Nos hallamos ante una opor-tunidad única: en los próximos cincuenta años se destina-rá más dinero al sector de la energía, en sentido amplio, de lo que se ha invertido en los últimos cien, por no decir a lo largo de toda la historia. La ca-nalización adecuada de estas inversiones – hacia tecnolo-gías que generen puestos de trabajo y servicios que produz-can energía limpia, reduzcan la demanda y nos guíen a lo largo de la senda de la energía lim-pia – es el reto común al que se enfrentan juntos los respon-sables de las políticas, el sector privado y el público en general.

La Gran Recesión ha desem-peñado un inesperado pero importante papel en la pre-

paración del terreno para una estrategia energética inteligente y a largo plazo, por muchas razones:

• La energía es la máxima prioridad: enEE.UU., por ejemplo, el proyecto de ley federal de un paquete de estímulo ha ayudado a activar un gran volumen de in-versión en tecnologías de energía limpia y ha modificado la actitud de los estado-unidenses hacia la energía.

• Nueva dirección estratégica: el análisisde las experiencias pasadas nos debería permitir entender mejor, a través de la experimentación y el debate, cuál podría ser la estrategia energética a largo plazo.

• Lolimpiosuperaaloverde,laeficienciapor encima de todo: más concretamente, nos hemos dado cuenta de que lo que más importa no es la energía verde, sino la energía limpia, ya se trate de energía eólica, carbón limpio, gas natural o ener-

gía nuclear. Y lo óptimo sería reducir el consumo global de energía.

• Laenergía influyeenlapolíticadeem-pleo: los responsables de las políticas han aprendido que las políticas energéti-cas no pueden separarse de las políticas de empleo, y que los puestos de trabajo sostenibles son los más importantes.

• Laenergíamejora los resultados: la re-cesión ha puesto de relieve las ventajas de la eficiencia y la energía limpia para el bolsillo de los ciudadanos y las empre-sas, además de su impacto positivo en el cambio climático y la seguridad nacional.

• Adoptar la energía limpia: y como re-sultado, los ciudadanos continúan insis-tiendo en que las empresas se “vuelvan limpias”, influyendo de este modo en el desarrollo de los productos y la asig-nación de capital, y en que los respon-sables de las políticas sigan también su ejemplo. Una dificultad que los respon-

Gráfico 7. Los cuatro principios que dirigen nuestro progreso a lo largo de la senda ininterrumpida del desarrollo limpio



sables empresariales y políticos deben tener aún en cuenta es la insuficiencia de los presupuestos de I+D para el desarro-llo de productos con tecnologías limpias.

Ahora, tras más de un año de inversión frenética a nuestras espaldas, tenemos la oportunidad de detenernos un momento a reflexionar sobre los principios que nos guiarán a medida que avanzamos desde la Energía Limpia 1.0 hacia la siguiente genera-ción de tecnología y el siguiente capítulo de nuestra estrategia energética. Cuatro princi-pios básicos podrían guiarnos a medida que avanzamos por la senda ininterrumpida del desarrollo limpio:

Es esencial contar con un marco para la energía: Los responsables de las polí-ticas deben transmitir el mensaje, a través de normas transparentes, de que no existe una pócima milagrosa en nuestro esfuerzo común por construir un futuro libre de emi-siones de CO2. Todas las formas de energía, siempre que cumplan los requisitos de ener-

gía limpia y eficiencia en costes, deberían poder competir por la cuota de mercado y la financiación.

Los puestos de trabajo sostenibles son tan relevantes para la política energéti-ca como el cambio climático, la seguri-dad nacional y los costes: el movimiento verde fue impulsado durante la mayor par-te de la pasada década por el compromiso de base de reducir el calentamiento global. Ahora, la recesión, con su doble impacto en los bolsillos y en los puestos de trabajo, ha introducido un nuevo factor a la hora de di-señar las políticas energéticas. La creación de puestos de trabajo sostenibles que eviten la dispersión de las comunidades debería ser un factor relevante, junto con el coste y la reducción de las emisiones de CO2, a la hora de diseñar la nueva cartera de energía.

La reducción y la gestión de la deman-da son más importantes que la produc-ción de energía limpia: la eficiencia ener-gética representa tal vez el mayor y menos

explotado de los mercados para empresa-rios, inversores y responsables de políticas. Cumple con todas las exigencias de aquellos que quieren reducir las emisiones y aumen-tar la seguridad nacional, y tiene el potencial de contribuir enormemente a la creación de puestos de trabajo sostenibles y bien remu-nerados.

Las actividades de investigación y de-sarrollo deberían volver a aumentar: El porcentaje de la inversión tanto pública como privada en investigación y desarrollo en el campo de la energía presenta una ten-dencia a la baja durante los últimos veinte años. Deberíamos invertir dicha tendencia creando las condiciones de mercado nece-sarias para promover la inversión en I+D y penetrar en el mercado de la eficiencia ener-gética, atendiendo a los nuevos métodos de consumo y contemplando todas las formas de energía, ya sean tradicionales (petróleo, gas, carbón) o alternativas.

Los países asiáticos, en particular, están in-virtiendo un enorme volumen de recursos en investigación de energías renovables y desarrollo tecnológico, al tiempo que esta-blecen objetivos ambiciosos para el uso de energía limpia. Por ejemplo, Corea del Sur se ha comprometido a invertir cada año un 2% de su PIB en energía limpia, un total de 80.000 millones de USD a lo largo de cinco años. China aspira a generar 20 gigavatios de energía solar para 2020, un nivel diez veces superior al actual, y está ofreciendo a su in-dustria las subvenciones más generosas de todo el mundo para ayudar a cumplir ese objetivo. Pekín también está llevando a cabo fuertes inversiones en energía eólica, bate-rías y otras tecnologías.

Los trabajos ecológicos del futuro

Hasta ahora, el concepto de “trabajo eco-lógico” se utilizaba indiscriminadamente

Gráfico 8. Todas las empresas son compañías energéticas

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para justificar un amplio espectro de ini-ciativas, políticas e inversiones. Por ello es preciso ajustar el enfoque y delimitar la definición de trabajo ecológico. Puede resultar sencillo crear de manera rápida puestos de trabajo en la construcción ins-talando aerogeneradores fabricados en China, pero los costes de estos puestos son enormes y su duración muy limitada. Sin embargo, invertir en la formación (y el reciclaje) de una nueva generación de tra-bajadores cualificados para que gestionen nuestro consumo de energía sería mucho más rentable.

La gestión de la energía ofrece un filón de oportunidades de trabajo bien remunera-do a largo plazo. Estos puestos de trabajo recuerdan a los del sector de Tecnologías de Información, en el que las empresas crean aplicaciones informáticas y equipos

informáticos y establecen posteriormente un mercado sostenible para sus servicios mediante la actualización continua y el mantenimiento de sus productos. El mun-do de la Energía Limpia tiene el mismo potencial.A continuación, presentamos una breve lista de trabajos en el segmento de la efi-ciencia energética:

• Especialistas, ingenieros, estrategas ygestores de eficiencia energética, todos los cuales adquirirán una importancia creciente para las empresas a medida que aumentan los precios del carbón.

• Gestores de energía responsables delconsumo de electricidad en el conjun-to de una organización, exigiéndose experiencia en áreas como tecnología, cambio cultural y de comportamiento, cumplimiento y suministro energético.

• Senecesitangestoresmedioambientalespara garantizar que las organizaciones cumplen la legislación y demás normas.

• Lasgrandesempresasdedistribuciónne-cesitan expertos en la cadena de suminis-tro para supervisar y minimizar el impacto de CO2 de todos los productos que ven-den.

• Especialistasenconservacióndelagua,incluidos ingenieros, para desarrollar tecnologías de ahorro de agua, y ges-tores que garanticen que las empresas minimizan su consumo de agua.

En el Reino Unido, la legislación sobre re-ducción de emisiones de CO2 (Carbon Reduction Commitment), que entra en vi-gor en 2011, obligará a aproximadamente 5.000-6.000 empresas a vigilar sus emisio-nes de CO2, lo cual dará lugar a la creación de puestos de trabajo para gestores de

Gráfico 9. Capitalismo basado en el valor: impulsar el negocio y, de este modo, la sostenibilidad



emisiones. (También existen otros puestos en el área de la eficiencia que son menos visibles: imaginemos los trabajadores de una tienda de bicicletas en las ciudades que construyan carriles bici, o los empleados de la empresa de autobuses y de metro en las ciudades en las que se cobra el peaje ur-bano).

A esto hay que añadir el enorme potencial de creación de puestos de trabajo de cada nueva empresa establecida y con buenas perspectivas en el sector. Sirvan de ejemplo Verdiem, que fabrica software para la reduc-ción del consumo de energía de las redes de ordenadores, o Google PowerMeter, que permite a los consumidores controlar su consumo de energía en el hogar.

Existen dos sectores en los que el poten-cial de creación de empleo en el área de la eficiencia energética es más evidente: la construcción y la gestión urbana.

Las ciudades generan la mayor parte de las emisiones de CO2. Como resultado, los responsables de las políticas en las urbes se encuentran bajo una presión creciente, tanto de ciudadanos como de inversores, para incorporar en dichas políticas la soste-nibilidad medioambiental, en general, y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, en particular.

Las ciudades son relevantes debido a su in-menso crecimiento en todo el mundo y sus sistemas complejos, que podrían reducir enormemente el consumo de energía. En 2008, por primera vez en la historia de la humanidad, la mayor parte de la población mundial se concentró en las ciudades. Por lo tanto, ahora más que nunca es el mo-mento de crear soluciones de desarrollo para ciudades sostenibles. Y los alcaldes es-tán tomando medidas: más de la mitad de las ciudades de EE.UU. están desarrollando

actualmente un plan de sostenibilidad, o ya lo han llevado a cabo durante el pasado año, y alrededor de una cuarta parte de las ciudades han llevado a cabo sus planes in-cluso antes. La prueba más concreta de este compromiso de las ciudades es el contrato colectivo que han firmado la mayoría de los alcaldes de EE.UU.: el Acuerdo de Lucha contra el Cambio Climático de la Conferen-cia de Alcaldes de EE.UU. (U.S. Conference of Mayors Climate Protection Agreement). El 14 de febrero de 2010, 1.017 alcaldes procedentes de los 50 estados, el Distrito de Columbia y Puerto Rico, representaban a un total de más de 86 millones de ciu-dadanos. Entre tanto, los alcaldes de 400 ciudades europeas se comprometieron el año pasado a realizar recortes “drásticos” en las emisiones de CO

2 para el año 2020.Tomemos el ejemplo de la congestión del tráfico, que supone un coste para la eco-nomía estadounidense de 78.000 millones de USD. Los costes económicos de la con-gestión solamente en Nueva York ascien-den a casi 4.000 millones de USD anuales. Las estimaciones sugieren que los costes de congestión – en ciudades desarrolladas y en vías de desarrollo – se sitúan entre un uno por ciento y un tres por ciento del PIB. A medida que aumenta la compra de ve-hículos, aumentará la presión sobre la in-fraestructura de transportes. Las ciudades están empezando tan sólo ahora a invertir en la gestión de esta carga. En Estocolmo, por ejemplo, una tasa de precios progresi-vos para los vehículos ha reducido el tráfico de la ciudad en un 25% y las emisiones en un 14%, al tiempo que ha impulsado el comercio minorista de la ciudad en un 6% y ha generado nuevos flujos de ingresos.El uso generalizado de las tecnologías de información y comunicación supone que existe un margen mucho más amplio para aprovechar la tecnología en beneficio de las ciudades: la instrumentación o digitalización de los sistemas de una ciudad significa que

el funcionamiento de dichos sistemas se traduce en datos y que el sistema se pue-de medir. En Malta, por ejemplo, un nuevo sistema de suministro inteligente informa a los ciudadanos y a las empresas sobre su consumo de energía y agua, permitiéndoles tomar mejores decisiones sobre el consu-mo de recursos. En Seattle, un experimento que daba acceso a empresas y hogares a los precios de la energía en tiempo real – y les brindaba, por tanto, la oportunidad de ajustar su consumo – redujo la presión so-bre la red hasta un 15% y las facturas ener-géticas un 10% de media.

El sector de la construcción tiene aún una mayor necesidad de ahorro. En Estados Unidos, los edificios consumen un 70% del total de la energía. Al mismo tiempo, nada más y nada menos que un 40% de la pro-ducción mundial de materias primas, tres mil millones de toneladas, se utiliza en edifi-cios. Los edificios ecológicos pueden contri-buir a reducir el consumo de energía entre un 30% y un 50% de media, según IBM. Y además, si se lograra reducir tan sólo en un 15% el consumo de energía de los edificios en todo el mundo, podría conseguirse un ahorro de 295.000 millones de USD.

Las oportunidades de gestión energética e innovación en materia de energía son pa-tentes en todas partes, empezando por la formación de los arquitectos que diseñan los edificios, hasta los procesos de cons-trucción, las técnicas de aislamiento, el sistema de calefacción, ventilación y aire acondicionado, la iluminación, el agua, los ascensores, la electricidad y la refrigeración para dispositivos electrónicos.

La exigencia de que las nuevas construc-ciones sean ecológicas puede ser un buen punto de partida para las ciudades. Pero la reconversión de los edificios existentes es la opción con mayor potencial a medio plazo:

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más de un 90% de los edificios en EE.UU. tiene más de cinco años de antigüedad. En EE.UU. existen más de 23.225 millones de metros cuadrados de edificaciones, princi-palmente en las ciudades, que necesitan ser reconvertidos, según el Informe sobre Ciudades Ecológicas (publicado por la orga-nización filantrópica “Living Cities”).

La reconversión con fines ecológicos pue-de generar, claro está, nuevos puestos de trabajo sostenibles. Las inversiones en las reconversiones pueden tener un impacto económico inmediato: 1 millón de USD in-vertido en reconversiones crea entre ocho y once puestos de trabajo, según el Informe

sobre Ciudades Ecológicas, y genera alrede-dor de 300.000 USD en impuestos.

La energía: una preocupación general

Nos encontramos aún en el despertar de la era de la energía limpia. Hace tan sólo unos dos años que la energía ha pasado a constituir una preocupación nacional. Pero la importancia histórica de este hecho no puede, de ninguna manera, subestimarse.

Hoy en día, todos los ciudadanos y empre-sas están empezando a ser conscientes de que tienen su propia cuenta de pérdidas

y ganancias energética y su propia hue-lla ecológica. Las empresas y el Gobierno deberían responder a esta nueva realidad creando productos y servicios que ayuden a los ciudadanos a gestionar su consumo de energía. Las empresas, entre tanto, de-berían darse cuenta de que, además de sus actividades principales, todas y cada una de ellas también son compañías energéticas – y que la gestión de su consumo puede ser crítica de cara a los resultados. Los respon-sables de las políticas pueden desarrollar estas tendencias estableciendo las reglas de juego y financiando la investigación para situar a su país a la cabeza del progreso en energía limpia. n

en un momento en el que una gran mayoría de los analistas...

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