Cuadernos Energia N22

Índice Un Mediterráneo con un nuevo modelo de energía

- Hacia un nuevo modelo energético por Miguel Sebastián Gascón. Ministro de Industria,Turismo y Comercio

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- Una nueva política para el Mediterráneo por Jean Louis Borloo. Ministro de Estado de Francia. Ministro de Ecología, de Energía, de Desarrollo Sostenible y de Ordenación del Territorio

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- El sector energético fuerza motriz de la Unión Mediterránea por Piero Gnudi. Presidente del Observatorio Mediterráneo de la Energía. Presidente de ENEL

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La Unión Europea ante el desafío energético por Diego López Garrido. Secretario de Estado para la Unión Europea

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Europa, ¿dónde está tu energía? por Pablo Benavides. Embajador de España. Antiguo Director General de Energía de la Comisión Europea

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La confrontación entre Georgia y Rusia y el futuro de los suministros de energía del Caspio y Asia Central por Shamil Midkhatovich Yenikeyeffl. Instituto Oxford para Estudio Energéticos

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El petróleo: un activo financiero por José Carlos Díez Gangas Economista Jefe de InterMoney. Profesor de Economía de la Universidad de Alcalá

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Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es Especulación o son Fundamentales? por Raúl Cardoso. Consejero Delegado de PEMEX Internacional España

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Energía y mercado por Vicente López-Ibor Mayor Presidente del Estudio Jurídico Internacional Ex Consejero de la Comisión Nacional de Energía.

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Alemania: regulación por incentivos en el sector de la electricidad por Juergen B. Donges Director del Instituto de Políticas Económicas, de Colonia

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Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión por Pat Concessi. Responsable Global de Cambio Climático. Deloitte Touche Tohmatsu. Robin Cohen. Socio. Deloitte & Touche LLP. Jeremy Luciw Consultor Senior. Deloitte & Touche LLP

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Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española por Antonio Baena y Antonio Carbajal Garrigues Medio Ambiente

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Perspectivas sobre tecnología energética: escenarios y estrategias hasta el año 2050 Informe de la Agencia Internacional de la Energía

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La necesidad de un proceso de innovación eficiente en el área de la energía en España por Pablo Fernández Ruiz. Presidente del grupo de trabajo de Innovación Energética del Club Español de la Energía Fue Director de Investigación de la Comisión Europea.

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La energía nuclear: una actividad regulada por María Teresa Domínguez. Presidenta del Foro de la Industria Nuclear Española. Antonio González Jiménez. Director Técnico del Foro de la Industria Nuclear Española

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Gestión de activos nucleares por Javier de Pinedo Ingeniero Industrial

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La oportunidad industrial de las renovables por Iñaki Garay Zabala Director de Redacción. Expansión

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Un Mediterráneo con un nuevo modelo de energía Desde el pasado mes de julio, y a pesar de que otras muchas cuestiones muy acuciantes y motivo de tribulación general ocupan el interés de la sociedad, la Unión Europea vive, bajo la presidencia francesa, a lo que podríamos denominar la “Hora del Mediterráneo”. El proyecto del Presidente Nicolás Sarkozy para la Unión del Mediterráneo se ha hecho realidad desde el 13 de julio de 2008 y se ha abierto un proceso en el que todos los países del Mediterráneo participan como un referente de las relaciones internacionales. Hemos pedido a algunos de los principales protagonistas de esta visión mediterránea de la vida europea que nos ofrezcan su visión. El Ministro español de la Industria,Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascó, abre este número 22 de Cuadernos de Energía, con una profunda reflexión sobre el camino a seguir ante el gran reto europeo -y mundial- de afrontar un nuevo modelo energético, basado en el “triángulo virtuoso” compuesto por renovables, ahorro y eficiencia. Jean Luis Borloo, Ministro francés de Estado, responsable de Ecología, Energía, Desarrollo Sostenible y Organización del Territorio, plantea el tema de mayor interés para los lectores de esta publicación: una nueva política de energía para el Mediterráneo. Desde otra perspectiva, Piero Gnudi, Presidente del Observatorio Mediterráneo de la Energía y de ENEL, nos propone otra reflexión: el sector energético puede ser la fuerza motriz en la constitución de una unión mediterránea. Temas de interés común de todos los países de nuestro entorno, que, tal vez, puedan debatirse y ser objeto de un dialogo constructivo, que tenga como escenario, en Barcelona -del 26 al 28 de noviembre- el IV Foro Euromediterráneo de la Energía, que promueven el Club Español de la Energía, el Instituto para el Mediterráneo y el Observatorio Mediterráneo de la Energía.

Club Español de la Energía

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Hacia un nuevo modelo energético

Hacia un nuevo modelo energético Miguel Sebastián Gascón Ministro de Industria,Turismo y Comercio

Durante los últimos años hemos asistido a la desaparición del principal paradigma energético: el petróleo era una fuente de suministro barata. La economía mundial estaba ajustada a esta realidad. Ahora necesitamos definir un nuevo modelo energético basado en el triangulo virtuoso compuesto por renovables+ahorro +eficiencia. Se trata de un reto que debemos liderar los países más avanzados y cuya solución debe llegar hasta el último ciudadano del mundo.

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esde mediados del siglo XX la economía mundial apostó por los hidrocarburos como principal materia prima energética. Una confianza explicable porque se trataba de una fuente energética barata y de fácil extracción y utilización.Tras las dos primeras crisis del petróleo, 1973 y 1979, vivimos dos décadas con los precios baratos que desalentaban la búsqueda de alternativas este modelo. Ahora vivimos el shock económico derivado del fuerte incremento que el precio del petróleo viene experimentando en los últimos tiempos. Además hemos asistido a una fuerte volatilidad de sus cotizaciones, raramente justificados si no es por movimientos especulativos, sin olvidarnos de su condición de combustible altamente contaminante,

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ni de la intensificación de las tensiones geopolíticas en los países productores. Esto nos puesto sobre la mesa de debate la insostenibilidad de nuestros patrones de consumo a medio y largo plazo y, por tanto, la necesidad de un cambio de modelo en la configuración del mix energético. Me gustaría recalcar esta última afirmación. Existe una diversidad de responsables de la actual situación y entre ellos, debemos ser conscientes, estamos las sociedades avanzadas, que muchas veces antepusimos los criterios de crecimiento y consumo a los de eficiencia y ahorro. En conjunto, razones más que suficientes para convencernos de que debemos ir

sustituyendo de manera decidida el petróleo por fuentes de energía renovables. Porque el tiempo donde se vislumbraba la conveniencia de rebajar la dependencia mundial del petróleo se ha superado, hoy debemos cambiar el paradigma energético. Es evidente que el modelo energético que proponemos es bueno, quizá imprescindible para España, y óptimo para todos los países en el futuro. La alternativa, permanecer inmóviles, es poner a las sociedades expuestas a impactos negativos sobre las tasas de crecimiento, el empleo, la inflación y la balanza comercial. Situaciones perjudiciales para los principales países desarrollados, y desastrosas en los países pobres.

Hacia un nuevo modelo energético

Cabe recordar que allá por 1973, durante la primera crisis del petróleo, los países más mentalizados en los riesgos del suministro, pusieron en marcha medidas que entonces merecieron comentarios jocosos, si no despectivos, cuando, en realidad, nos estaban indicando el camino adecuado. Medidas que hoy aplaudimos como exitosas, como facilitar la utilización de la bicicleta en las grandes ciudades o impedir la entrada de los vehículos a los centros urbanos. Además se pusieron en marcha iniciativas de promoción de fuentes renovables, que más tarde se complementaron con políticas de eficiencia energética. Hoy, después de los vaivenes del petróleo de los últimos meses, creemos que las energías renovables, el ahorro energético y la eficiencia energética son la receta que con el tiempo habrán de convertirse en el plato principal. Hasta hace bien poco decíamos que las energías renovables eran parte de la solución. Hoy creemos que son la solución. El caso español La inestabilidad de los precios del petróleo es un asunto especialmente preocupante cuando hablamos de países con una secular, persistente y elevada dependencia energética del exterior, como España. En concreto, compramos fuera de nuestras fronteras más del 80% de la energía que consumimos, porcentaje que, comparado con el 56% de la UE-25, resulta muy desfavorable para nuestro país. Tampoco somos un país energéticamente eficiente. Nuestra intensidad energética es un 20% a la media de los países de la Unión Europea-15. Esta realidad rompe el

mito de que para crecer hay que consumir, y que por lo tanto no se pueden liderar políticas de eficiencia. La realidad es que para crecer hay que consumir bien y mientras tanto a nadie debe extrañar que en condiciones de igualdad en renta per cápita, tenemos un consumo de electricidad superior en un 10% a Italia, e incluso igual al del Reino Unido, siendo nuestra renta por cabeza un 15% inferior a la de este país y teniendo más radiación solar. En definitiva, el elevado peso de los combustibles fósiles en nuestro balance energético, junto con nuestra elevada dependencia energética y nuestro excesivo consumo de energía, hacen a nuestro país más vulnerable al nuevo escenario de precios energéticos. Esto supone una mala noticia pero también una enorme oportunidad. Una adecuada respuesta a esta nueva situación supondrá crecimiento para el país y nuevas oportunidades de negocio para nuestras empresas. El modelo energético del Gobierno se sustenta en la promoción de las energías renovables y en la intensificación de las políticas de ahorro y eficiencia energética. Nuestra apuesta por las energías renovables está dando sus frutos. Entre los líderes mundiales del sector se encuentran varias empresas nacionales. Esta vez no hemos perdido el carro, sino más bien estamos entre los que lo conducen. Como ejemplo de este liderazgo destacar que en 2008 sobrepasamos a EE.UU. y Japón en ritmo de instalación de fotovoltaica. Este año terminará con una capacidad instalada de esta energía de más de 2.000 Mw. Esta cifra coincide con la capacidad instalada en 2007 en el resto del mundo. Además estamos en vanguardia de la tecnología solar termoeléctrica.

Esta apuesta tiene claros beneficios: reducción el peso de los combustibles fósiles en nuestro consumo, reducción de las emisiones de CO2, menor dependencia energética externa y un importante vector de desarrollo industrial y de empleo. Para mantener este espíritu innovador la siguiente hay que mantener la apuesta. Con la finalidad de impulsar y fomentar el desarrollo de estas fuentes de energía alternativas y de futuro, estamos trabajando en un Anteproyecto de Ley de Eficiencia Energética y Energías Renovables, que será sometido a la aprobación del Gobierno antes de que finalice este año. Este proyecto normativo se acompañará con la aprobación del nuevo Plan de Energías Renovables 2011-2020, con el fin de cumplir con el compromiso de hacer que las energías renovables representen el 20% del total de energía primaria del país. Es un objetivo del Plan 20-20-20 de la Unión Europea que cuenta con el apoyo decidido de este Gobierno. . Sin embargo la promoción de las energías limpias no es suficiente. La mejor fuente de energía del futuro es el ahorro energético. El ahorro energético es bueno para la economía española y para la renta disponible y, en consecuencia, es generador de riqueza y empleo. Por ello, teníamos que dar y hemos dado un nuevo impulso al ahorro y la eficiencia energética. No parecía razonable que el Gobierno tuviese el mismo plan de ahorro energético con el petróleo a 60 dólares que a 145, como ha llegado a estar hace menos de 2 meses. Avanzar en el camino del ahorro energético, junto con las energías renovables,

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Hacia un nuevo modelo energético

logrará reducir nuestra dependencia externa. En efecto, si cada vez producimos de forma autóctona más energía y nuestro consumo cada vez crece menos, o incluso se reduce, serán necesarias menos importaciones para satisfacer nuestras necesidades de suministro. Considerando esto, y como todos ya sabéis, hemos puesto en marcha un Plan urgente de Ahorro energético, para el horizonte temporal 2008-2011, que nos permitirá ahorrar el equivalente al 10% de nuestras importaciones anuales de petróleo. Este Plan, que complementa y potencia las medidas previstas en el Plan de Acción 2008-2012 dotado con 500 millones de euros, suma 245 millones de euros adicionales destinados a alcanzar un ahorro estimado de entre 43 y 47 millones de barriles de petróleo. Para alcanzar este objetivo, el Plan está integrado por 31 medidas orientadas a

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reducir los niveles de consumo energético de los sectores del transporte, industrial, residencial, de servicios y agrícola, articuladas todas ellas en torno a cuatro grandes líneas de actuación.

específico de las energías renovables en nuestro mix de generación y un mayor ahorro energético, se traduzca en mayores niveles de bienestar económico, social y medioambiental.

Una es de carácter transversal y las otras tres se refieren a la movilidad, los edificios y el ahorro eléctrico.

Adecuar nuestras pautas de consumo a un modelo energético más racional, eficiente y competitivo, constituye la base de una economía más saneada, estable y sostenible.

Ahora más que nunca debemos ser conscientes de la importancia del ahorro energético. Sus beneficios no se limitan a la ya mencionada reducción de nuestra dependencia externa. Fomentar el ahorro energético es reducir las emisiones de CO2, es contribuir a un medioambiente más sostenible y es también mejorar nuestra renta nacional, nuestra competitividad y nuestro empleo, algo crucial en la actual coyuntura. El Gobierno está trabajando intensamente para que los beneficios de una buena planificación energética, un mayor peso

Somos conscientes de que para conseguirlo es necesaria la implicación y compromiso de todos los ciudadanos, administraciones y agentes sociales. Es en ese esfuerzo conjunto donde radica el progreso y el futuro de la política energética, y el futuro y el progreso de todos los ciudadanos. Más que en ningún otro campo, en el ámbito energético, el futuro es responsabilidad de todos y cada uno de nosotros. ■

Una nueva política de energía para el Mediterráneo

Una nueva política de energía para el Mediterráneo Jean Louis Borloo Ministro de Estado de Francia Ministro de Ecología, de Energía, de Desarrollo Sostenible y de Ordenación del Territorio

El proyecto de la Unión para el Mediterráneo del Presidente francés Nicolás Sarkozy se ha hecho realidad durante la cumbre de París del 13 de julio de 2008. Esta Unión, presentada al comienzo de la presidencia francesa de la Unión Europea junto con la Comisión europea y 43 países miembro, entre los que se encuentran los países de la Unión Europea y doce países del Mediterráneo1, abre una nueva etapa de alianza y de integración en la región. Ciertamente, amplía las iniciativas lanzadas en 1995 bajo la presidencia española en el marco de Euromed (“Proceso de Barcelona”)2. Sin embargo, esta iniciativa se caracteriza sobre todo por la ambición y por el enfoque revolucionario en las relaciones entre todos los países europeos y mediterráneos. Este enfoque es simple: trabajemos sobre proyectos concretos, fomentemos de este modo “una solidaridad de hecho” entre las dos orillas y dediquémosles la atención política al más alto nivel, como merecen. El 13 de julio se aceptaron seis proyectos de interés regional, tres de los cuales pertenecen al campo de la competencia ministerial que yo dirijo: realizar el Plan Solar para el Mediterráneo, descontaminar el Mediterráneo, desarrollar “autopistas marítimas”, reforzar la cooperación en materia de protección civil, desarrollar la cooperación universitaria, y crear una agencia de desarrollo de las PYMEs. Respuesta a los desafíos energéticos y climáticos en el Mediterráneo

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or una parte, los países del Sureste del Mediterráneo presentan demografías y economías muy dinámicas. Por lo tanto, en esas zonas el crecimiento de la

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demanda energética es fuerte. Sin embargo, la oferta está condicionada por las energías fósiles de las que disponen algunos países exportadores en la región (Argelia, Libia, Egipto) y de las que dependen los demás en gran parte. Frente a esta dependencia, y ante el continuo

aumento del precio del petróleo, cada vez más volátil, se impone la necesidad de llevar a cabo esfuerzos en materia de control de la demanda, de desarrollo de energías alternativas y de creación de un mercado energético regional. Por otra parte, los países mediterráneos van a

Los doce Estados miembro son : Argelia, Egipto, Israel, Líbano, Libia, Marruecos, Siria,Territorios palestinos,Túnez y Turquía, así como Jordania y Mauritania.

El proceso de Barcelona está compuesto de cuatro apartados de cooperación : un apartado político, uno económico y financiero, uno social y cultural y uno de migración. 2

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Una nueva política de energía para el Mediterráneo

verse enfrentados especialmente a las graves consecuencias del cambio climático. El riesgo crónico de desertificación y de escasez de agua está aumentando en la región. Frente a estas amenazas, las políticas nacionales de lucha contra las emisiones de gases de efecto invernadero y las actuales negociaciones para un acuerdo internacional post-Kyoto, cobran un nuevo significado. La Unión Europea es ciertamente una fuerza motriz en la lucha contra el cambio climático y se ha marcado una serie de objetivos ambiciosos en el marco “energía y clima”. Sin embargo, la UE no sabrá llevar a cabo esta tarea sola: la lucha contra el cambio climático debe ser una lucha compartida entre todos los países, especialmente los situados en torno al Mediterráneo. Estos retos compartidos exigen una respuesta común: todos los países del Mediterráneo comparten un potencial importante de economías de energía y una fuente de energía especialmente abundante e inagotable en dicha región: el sol. Numerosos países disponen además de amplios espacios que pueden acoger centrales solares de considerables dimensiones. Gracias a la evolución favorable de las tecnologías solares (reducción de costes, nuevas capacidades de producción), ha llegado el momento de poder utilizar, mediante un nuevo impulso político, estas tecnologías a gran escala en los próximos años. El Plan Solar del Mediterráneo: un proyecto global de cooperación energética Este nuevo impulso político viene dado por el Plan Solar para el Mediterráneo, uno de los proyectos señeros de la Unión para el Mediterráneo encaminado a

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incrementar la utilización de las energías renovables y a reforzar la eficacia energética de la región. Su principal objetivo es ambicioso, pero factible: construir de aquí a 2020, 20 GW adicionales de capacidad de producción de electricidad (lo que significa el 10% de la capacidad de producción actual) a partir de la energía solar y otras energías renovables. La estrategia económica es simple: explotar el potencial solar de los países mediterráneos apoyándose en la demanda europea de electricidad renovable. No obstante, también somos conscientes de los desafíos que implica este Plan nombrar sólo algunos: poner en práctica un marco de regulación y de organización que permita ejecuciones rápidas, asegurar la rentabilidad de los proyectos mediante una tarificación adaptada y establecer las interconexiones eléctricas necesarias entre el Norte y el Sur todavía pendientes. El Plan Solar se centrará en las energías solares que crean esta “solidaridad de hecho” entre todos los países del mediterráneo: por una parte, las tecnologías fotovoltaicas, que ya están muy extendidas, pero aún tienen un potencial de progreso muy importante; por otra, las tecnologías solares de concentración que podrían, a largo plazo, servir para la generación de base a amplia escala. Los medios que se deberán emplear para la realización del Plan Solar son igualmente ambiciosos. El proyecto excede el marco de la cooperación tal como la hemos conocido hasta la fecha. Unirá a los Estados miembros de la Unión para el Mediterráneo, la Comisión Europea, las empresas, instituciones de investigación y ONGs del sector, así como a numerosos inversores públicos y privados e institu-

ciones financieras. Asimismo, el proyecto sobrepasa las dimensiones de los proyectos de cooperación precedentes: en efecto, las inversiones a realizar han podido cifrarse, en base a una primera aproximación, en 80.000 millones de euros. Por lo tanto, para llegar a buen puerto, el Plan Solar para el Mediterráneo deberá basarse, además de en las fuentes públicas de financiación, en inversores privados y en fondos soberanos que contribuirán a la realización de una gran parte de las centrales. La cooperación entre empresas del Norte y del Sur, entre inversores privados e instituciones financieras europeas e internacionales será una de las claves del éxito y el control de los riesgos inherentes a todo proyecto dentro de un contexto macroeconómico y energético que en ocasiones resulta complejo. El Plan Solar no desarrollará todo su potencial a menos que se vea acompañado por la evolución del sector de la energía en su conjunto. Será necesario un marco legal e institucional estable, favorable a las inversiones privadas, al desarrollo masivo de las energías renovables y a la eficiencia energética. Habrá que establecer tarifas y condiciones financieras bien calibradas, en función de cada tecnología y cada proyecto. Serán necesarias redes de transporte y distribución capaces de transportar la electricidad producida hasta el consumidor final, ya se encuentre al Norte o al Sur del mediterráneo. Harán falta esfuerzos conjuntos de investigación y desarrollo para reducir los costes de la electricidad renovable. Y hará falta formar a profesionales capacitados para poner en práctica los proyectos de energías renovables y de eficiencia energética.

Una nueva política de energía para el Mediterráneo

Aún falta encontrar una nueva forma de gestión para el Plan Solar. El proyecto ha sido debatido con numerosos gobiernos y países, con el fin de obtener un apoyo prolongado de éstos y de crear sinergias con el número más amplio posible de actores e iniciativas existentes. Antes del final de 2008, se deberá contar con el boceto de un plan de acción que permita identificar las etapas y los medios necesarios para alcanzar el objetivo fijado para 2020, en términos de desarrollo de energías renovables, de control de la demanda de energía, de desarrollo económico y social, de cooperación tecnológica. Se prevé que su lanzamiento tenga lugar durante una reunión de los ministros responsables de la energía y del desarrollo sostenible de todos los Estados miembros de la Unión para el Mediterráneo. Paralelamente a esta visión a largo plazo, el Plan Solar debe ponerse a prueba a corto plazo de una manera concreta: a partir de 2009 comenzará, en diferentes países, la construcción de algunas centrales piloto con tecnologías comprobadas. A la vista de su experiencia, se podrán definir los procedimientos para desarrollar, a medio plazo, proyectos más importantes, concretamente grandes centrales solares de concentración. Impulsar de forma decisiva el desarrollo de la región El Plan Solar es un proyecto enmarcado en el sector de la energía, pero también servirá como catalizador del desarrollo de toda una región. Para empezar, contribuirá a satisfacer las necesidades de forma sostenible, así como a diversificar las

reservas energéticas de la región. Para países que exportan “electricidad verde” a la Unión Europea, el Plan generará ingresos suplementarios favorables a su balanza comercial. Por lo tanto, la puesta en marcha del Plan Solar implica, a largo plazo, una reducción considerable de la dependencia para los países mediterráneos. Pero además el Plan Solar estimulará la economía de los países de la cuenca del Mediterráneo: desarrollando un nuevo tejido industrial de última generación en fuerte crecimiento a nivel mundial; creando consorcios que unan a socios del Sur y del Norte, favoreciendo así la transmisión de tecnologías y conocimientos; promoviendo una importante creación de empleo, ligada a la producción de electricidad renovable y al control de la demanda de energía. Poner en marcha el Plan Solar supone también, por lo tanto, contribuir a la integración económica de la región del Mediterráneo. El núcleo de este proyecto es la búsqueda de un equilibrio entre el Norte y el Sur y, de forma más general, entre todos los socios. El Plan Solar representa un intento de tomar juntos el control de un destino común mediante una iniciativa decisiva en favor de un desarrollo compartido y sostenible favorable a la paz y a la estabilidad de la región del Mediterráneo. El Plan Solar: un eje fuerte en la alianza entre Francia y España en el sector energético España, un país de la costa mediterránea, dispone de un potencial solar importante y una experiencia probada en el desarrollo de la energía solar. En España se cons-

truyó la primera central solar de concentración de gran tamaño europea. El país dispone, gracias al IDAE y el CIEMAT pero también gracias a empresas como Abengoa Solar, Atersa o Isofoton, de actores de primer nivel en el sector solar. Finalmente, España desempeña un papel pionero en lo que ya hoy es realidad con la interconexión a Marruecos, es decir, los intercambios de electricidad con un país del sur del Mediterráneo. Por ello la participación activa de España junto a Francia y el resto de países miembro, resulta algo esencial para el éxito del Plan Solar. Dicha participación podría concretarse rápidamente mediante la creación de una “plataforma solar” que agrupara a las empresas, a los institutos de investigación y a las administraciones de todos los países miembro de la Unión para el Mediterráneo, para desarrollar proyectos comunes e intercambiar las mejores prácticas. Una plataforma así podría constituir la primera etapa hacia la creación de un polo de competitividad mediterráneo sobre la temática solar. Por otra parte, la experiencia compartida franco-española en el ámbito de las interconexiones eléctricas podría aprovecharse para favorecer el rápido desarrollo de interconexiones Norte-Sur en el marco del Plan Solar. El Plan Solar representa un gran desafío y es una gran oportunidad para el Mediterráneo, para la Unión Europea, para España y especialmente para Francia. Hagámoslo juntos. ■

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El sector energético fuerza motriz de la Unión Mediterránea

El sector energético fuerza motriz de la Unión Mediterránea Piero Gnudi Presidente del Observatorio Mediterráneo de la Energía Presidente de ENEL

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on el lanzamiento, en noviembre de 2008, de la Perspectiva Energética Mediterránea (PEM), la primera publicación que ofrece un cuadro completo del sector energético en el Mediterráneo, con análisis de tendencias y elaboración de escenarios hasta el 2030, el Observatorio Mediterráneo de la Energía (OME), alcanza un importante objetivo, tanto de cara a sus 35 socios como a sus principales interlocutores: policy-makers e instituciones financieras. Disponer de un marco de referencia claro, con datos verificados y compartidos es esencial para poder tomar decisiones que –en el campo de la energía– son urgentes y al mismo tiempo muy delicadas. Por otra parte, la misión del OME de contribuir a la realización de un Mercado Euromediterráneo de la Energía cada vez más integrado, parece encontrar un nuevo impulso en el renovado interés por el relanzamiento del Proceso de Barcelona, que ha determinado las recientes iniciativas de la Unión para el Mediterráneo.

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o obstante, de la lectura de la Perspectiva Energética Mediterránea (PEM) se desprende que queda aún un largo camino por recorrer para alcanzar los objetivos fijados en 1995 en Barcelona. En términos de “prosperidad, intercambio y cooperación”, el contraste entre la orilla Norte y la orilla Sur no es actualmente menos marcado que en 1995 y es de aquí de donde me gustaría partir para hacer algunas reflexiones.

Ante todo, las tendencias demográficas. La población de la costa meridional ha crecido en los últimos 30 años a una tasa anual del 2%, frente a sólo el 0,4% de la

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costa septentrional. Aunque, de acuerdo con lo previsto, la tasa de crecimiento en el sur debería bajar al 1,5% antes del 2020, esto corresponderá a un aumento de la población de 60 millones en 15 años. El contraste, que se reflejará reflejos en el mercado del trabajo y en los flujos de emigración, será todavía más evidente por la diferencia creciente de edad media de ambas poblaciones. “La prosperidad compartida” es uno de los objetivos de Barcelona. Pero también sobre este punto el contraste es claro. La

relación media entre el PIB per cápita de los 15 países de la UE que firmaron Barcelona, los países ribereños del Mediterráneo, es de 10 a 1 (la misma relación entre Estados Unidos y Méjico es de 7 a 1), pero en casos específicos dicha relación llega a ser de 20 a 1. En 2006 el producto interior bruto per cápita de los países del sur iba de los 1.186 euros en Egipto a los 2.718 euros en Argelia. Sólo Turquía, con 4.307 euros y Libia con 9.600 euros se sitúan por encima de la media. En el Mediterráneo Norte el producto interior bruto per cápita varía de los 17.500 euros en Portugal a los 26.500 euros en Francia.

El sector energético fuerza motriz de la Unión Mediterránea

En términos de intercambio, los países del Sur atraen anualmente sólo una pequeña parte del capital europeo. El stock de inversiones extranjeras directas (IED) de la UE-15 en los países de la orilla sur no llega al 2% del total de las IED activas de la UE-15. Una situación profundamente distinta –por ejemplo– respecto a la de Méjico y Estados Unidos, donde Méjico es el segundo mayor socio comercial de los Estados Unidos después de Canadá y existe un enorme flujo de inversiones del Norte hacia el Sur. Este desequilibrio en el área del Mediterráneo hace naturalmente más difícil la constitución de asociaciones equilibradas y reales. Por lo que respecta a la demanda de energía primaria (TPES, según las siglas en inglés:Total Primary Energy Supply), en el período que va del 2005 al 2030, se prevé en el Mediterráneo un crecimiento de la demanda energética a un tipo medio anual del 1,4%, mucho menos sostenida respecto a los mercados emergentes (especialmente China e India). En 2030, el total de la demanda de energía primaria del Mediterráneo debería alcanzar el 8% de la demanda mundial. En los próximos 25 años se prevé que la demanda energética crecerá en cualquier caso más del 40%, principalmente en los países del Sur del Mediterráneo y que dicha demanda aumentará sobre todo en gas, carbón y fuentes renovables. Por lo que respecta a las emisiones de CO2, el Mediterráneo, que actualmente emite cerca del 8% del total mundial, en 2030 debería suponer el 7% del total de las emisiones mundiales. Crece la producción de petróleo Pasemos ahora a las fuentes energéticas principales según la Perspectiva Energética Mediterránea (PEM). Según las estima-

ciones de 1 de enero de 2008, la región contiene 61.500 millones de barriles de petróleo en las reservas verificadas. Esta cantidad supone el 4,6% de las reservas mundiales verificadas. La mayoría de las reservas del Mediterráneo (64%) están situadas en la costa meridional, el 67% de las cuales son propiedad de Libia. La producción de petróleo en el Mediterráneo ha crecido alrededor del 15% en el último decenio, alcanzando los 5,4 millones de barriles diarios (mbd) en 2007. Argelia ha producido más de 2,1 mbd en 2007 y es el productor más importante de la región porque llega al 40% del total. Argelia va seguida por Libia, que posee un tercio de la producción de petróleo en el Mediterráneo, es decir, más de 1,8 mbd en 2007. En el último decenio, el porcentaje de producción de petróleo en el Mediterráneo ha pasado del 6% al 7% respecto a la producción mundial. En los próximos veinte años la producción de petróleo en el Mediterráneo aumentará ligeramente alcanzando los 6,6 mbd en 2020 y la mayor parte del crecimiento procederá de Libia. El ritmo de crecimiento disminuirá inmediatamente después, a raíz del pico de producción en Argelia, y la disminución de la producción en otros lugares debido al empobrecimiento de las reservas en los lugares existentes. La producción de petróleo en Libia continuará creciendo hasta el 2030, pero no podrá compensar la disminución de todos los otros países de la región. Por tanto, prevemos un pico de producción de petróleo entre el 2020 y el 2025. No obstante, la producción total de la región en 2030 se mantendrá superior a los 6 mbd. La estimación de las reservas de gas natural verificadas en la región del Mediterráneo es de 8 trillones de metros cúbicos en 2008, que corresponde al 4,6% del total de las reservas mundiales. Los

tres países del Sureste del Mediterráneo, es decir, Argelia, Libia y Egipto poseen casi el 95% de las reservas de esta región. En los últimos 20 años, la producción de gas natural en el Mediterráneo ha aumentado un 250%, alcanzando 180 mil millones de metros cúbicos (m3) en 2006 respecto a los 71 m3 en 1986. Además, la cuota de producción de gas respecto a la mundial ha crecido en el mismo período del 4% al 6%. En 2030, la producción de gas de los tres países del Norte de África (Argelia, Libia y Egipto) alcanzará el 99% (más de 350 m3) de la producción del Mediterráneo. El contraste entre Norte y Sur es muy evidente también en el campo de la energía eléctrica. Mientras el nivel de electrificación en los países del Norte de África supera el 90% (a excepción de Marruecos que todavía tiene en su territorio amplias zonas con insuficiente suministro eléctrico), queda mucho por hacer por lo que respecta a la capacidad productiva. En 2005, el Mediterráneo del Norte (es decir, todos los países ribereños de España a Grecia, incluso Portugal), tenía una capacidad instalada de 323 GW para 209 millones de población. Francia sola posee una capacidad instalada de 116 GW, superior a la de todos los países del Sur del Mediterráneo juntos. Para satisfacer sus necesidades toda la región deberá instalar, antes del 2030, una capacidad adicional de 230 GW. En total, y sin tener en cuenta la renovación de las instalaciones existentes, eso significa que habrá que construir 460 unidades nuevas, cada una con una capacidad de 500 MW. Se prevé que la producción anual de corriente eléctrica deberá aumentar más de 1000 TWh, de los cuales más de 600 TWh corresponderán al Sureste del Mediterráneo (con una cuota muy importante para Turquía). El sector eléctrico

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El sector energético fuerza motriz de la Unión Mediterránea

absorberá más del 30% del suministro de energía primaria en la región del Mediterráneo en 2020. Triplicar la capacidad de generación eléctrica Sintetizando la gran cantidad de datos contenida en la Perspectiva Energética Mediterránea (PEM): ●

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El incremento de la producción de petróleo y gas no podrá satisfacer el crecimiento de la demanda en el Mediterráneo entre el 2005 y el 2030. A pesar del crecimiento de la producción tanto del petróleo como del gas, en 2030 más del 23% de la demanda de gas y más del 38% de la demanda de petróleo no podrán ser satisfechas y será preciso importar el crudo fuera de la región del Mediterráneo; la capacidad de generación eléctrica del Sur del Mediterráneo deberá más que triplicarse para satisfacer la creciente demanda y la mayor parte del aumento deberá contar con la capacidad de la región. Las inversiones requeridas para el sector eléctrico del Mediterráneo del Sur girarán en torno a los 450 mil millones de dólares en 2020. El aspecto financiero es y continuará siendo el problema más grave de esta región; no obstante, a pesar de la presencia abundante de fuentes renovables en la región del Mediterráneo, su contribución para satisfacer la demanda energética total es todavía muy limitada. Las fuentes renovables (incluidas las hídricas) han alcanzado el 7% de la demanda total en 2005 frente a la media mundial del 12,7% y deberían llegar al 11% en 2030 si no se aplica ninguna

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medida nueva. Un crecimiento acelerado de las fuentes renovables en el Mediterráneo dependerá de la instauración de las nuevas medidas políticas que puedan estimular el aumento de las inversiones en el sector, asegurando de este modo la seguridad y la continuidad del apoyo. En el ámbito del renovado interés por el área del Mediterráneo, encuentro interesante la mayor focalización en algunos aspectos concretos que –afirmando formas de asociación - permitan a los países de la costa meridional no seguir siendo considerados simples proveedores de materia prima. Los proyectos relativos a la explotación y gestión de los recursos hídricos y energéticos, el intercambio de know-how, la formación profesional y el desarrollo de las competencias pueden ser una sólida base para conjugar intereses y exigencias diversas como las de los países productores, consumidores y de tránsito de las materias primas. Joint ventures Norte-Sur, a cualquier nivel de la cadena (de las prospecciones geológicas a la producción, transporte, licuefacción y regasificación; de la producción de electricidad a su salida en el mercado final) garantizarían la seguridad de los aprovisionamientos y una salida cierta y duradera para las materias primas. El nudo gordiano de las interconexiones Queda mucho por hacer en términos de interconexión eléctrica. El intercambio de corriente eléctrica entre los países del Mediterráneo se eleva a 70 TWh, de los que sólo el 10% se realiza entre los países de la costa meridional, que a su vez representa el 4% de la demanda total. Las redes eléctricas del Magreb están interconectadas relativamente bien y Marruecos

dispone de una conexión con España. Existen diversos proyectos de interconexión entre el Norte de África y Europa, entre ellos, cables submarinos entre Argelia, Túnez y Libia por un lado y España e Italia por otro. Actualmente hay tres áreas interconectadas –UCTE y el Bloque del Suroeste del Mediterráneo, que agrupan conjuntamente a la Unión Europea y el Magreb, el Sureste del Mediterráneo, Libia y Siria, y el bloque de Turquía. Existen factores técnicos que obstaculizan la interconexión global, pero “el anillo del Mediterráneo”, es decir, la interconexión entre todas las redes de la cuenca del Mediterráneo debería completarse en breve. Su terminación reforzará la seguridad energética de los distintos países implicados. Es evidente la necesidad de diversificar el mix eléctrico para disminuir las emisiones de CO2. Este resultado puede alcanzarse utilizando la tecnología de Carbón Limpio y la Captura y Almacenamiento de Carbono, adoptando la opción nuclear y, evidentemente, promoviendo el desarrollo de las fuentes renovables en el Sur del Mediterráneo, apoyando un sistema de incentivos para estas fuentes. Estamos convencidos de que el objetivo establecido rigurosamente por la UE de llegar al 20% de las fuentes renovables antes del 2020, solo se alcanzará si pensamos en emplear dichas tecnologías también en los países del Mediterráneo (exportando una parte de la energía hacia la UE), creando una dimensión industrial para la asociación de las empresas situadas en las costas meridionales, para las instalaciones de fuentes renovables y contando con esta producción para alcanzar los objetivos de la UE. Dado que el Observatorio Mediterráneo de la Energía ha evaluado la posibilidad de emplear a larga escala la energía solar

El sector energético fuerza motriz de la Unión Mediterránea

en la cuenca del Mediterráneo, confiamos en poder realizar en un año un análisis detenido que nos permita identificar las opciones, las etapas, las necesidades y las posibilidades financieras con el fin de construir un ambicioso programa de energía solar con paneles fotovoltaicos, instalaciones de Energía Solar Concentrada (CSP, según las siglas en inglés: Concentrating Solar Power), asociados en algunos casos a instalaciones de desalinización e instalaciones fotovoltaicas integradas en sistemas tradicionales, para alimentar las redes aisladas de los países del Sur y el Este del Mediterráneo. El desarrollo sostenible y la eficiencia energética El Mecanismo del Desarrollo Limpio (MDL) según el Protocolo de Kyoto es uno de los mecanismos del mercado que podrían revitalizar algunos proyectos sobre la eficiencia energética y las fuentes renovables en los países en vías de desarrollo. Hay que señalar que, si se compara con otros países y regiones de mundo (como América Latina, China, India, etc...) la región del Mediterráneo no se ha beneficiado mucho de este mecanismo. Si pensamos que de los 3.082 proyectos de MDL registrados hasta ahora, sólo el 1,7%

se ha iniciado en los países de Oriente Medio y el Norte de África, veremos que esto supone una clara pérdida de oportunidades. Un fondo del CO2 dedicado podría ser un instrumento muy útil para promover los proyectos MDL en la región del Mediterráneo. Las compañías asociadas al Observatorio Mediterráneo de la Energía están valorando la posibilidad de constituir un fondo del CO2 dedicado exclusivamente a los proyectos MDL en el Mediterráneo.

grandes inversiones y no puede alcanzarse sin una estrecha cooperación industrial entre los operadores eléctricos del Sur y las compañías multinacionales del Norte, que disponen de la tecnología y pueden garantizar el tratamiento de los residuos radiactivos. La Unión para el Mediterráneo podría introducir las perspectivas de desarrollo nuclear en una dinámica regional, de modo que los países del sur puedan beneficiarse de la tecnología de las sociedades europeas.

La presión de la demanda es tal que no puede descartarse ninguna opción energética. Hay que desarrollar plenamente las energías renovables, pero éstas no pueden sustituir a las fuentes tradicionales en el sector eléctrico. Teniendo en cuenta esto, un relanzamiento de la energía nuclear se considera cada vez más seriamente tanto en el Norte como en el Sur del Mediterráneo. Marruecos, Argelia, Túnez y Libia están definiendo protocolos de cooperación con diferentes países.Turquía y Egipto han establecido planes de acción nuclear y prevén poner en servicio las primeras instalaciones para el 2020 con 4.500 y 1.800 MW, respectivamente. El desarrollo de la fuente nuclear, sistema complejo cuyos problemas de seguridad son especialmente delicados, requerirá

Es incontestable que el sector energético puede ser la fuerza motriz de la constitución de la Unión del Mediterráneo, que se basaría en la complementariedad, con el fin de establecer una relación equilibrada y de solidaridad. La energía es un sector en el que la cooperación es necesaria y deseable, especialmente teniendo en cuenta el desequilibrio existente entre el Norte y el Sur, así como las considerables inversiones requeridas o la disponibilidad de recursos humanos y tecnológicos. Los cambios geopolíticos y la globalización nos impulsan a tomar decisiones estratégicas, económicas y políticas justas que no deben excluir los principios de solidaridad y una dimensión de complementariedad. ■

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La Unión Europea, ante el desafío energético

La Unión Europea, ante el desafío energético Diego López Garrido Secretario de Estado para la Unión Europea

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esulta a todas luces estéril cualquier intento de concebir las relaciones internacionales del s. XXI sin tener en cuenta el factor energético. Si las grandes potencias europeas emprendieron, ya a finales del siglo XIX, una descarnada carrera colonial –cuyo paradigma sería el Congreso de Berlín de 1885 convocado por Otto Von Bismarck-, ávidas de enclaves que aportasen nuevos mercados y materias primas a sus industrias, las grandes potencias mundiales del siglo XXI han emprendido una no menos feroz competición energética que determinará en gran medida las pautas estratégicas de la sociedad internacional venidera. Se trata, en definitiva, de un reto capital, cuya magnitud y alcance comienzan ya a vislumbrarse: desde un punto de vista económico, la energía constituye una conditio sine qua non para el buen funcionamiento de las economías –prueba aplastante de ello fueron las crisis energéticas de 1973 y 1979-; desde un punto de vista medioam-

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biental, la relación directa entre la quema de combustibles fósiles y el efecto invernadero hace de las políticas contra el cambio climático un imperativo urgente, casi moral; y desde el punto de vista geoestratégico, la posición diplomática privilegiada que parecen ostentar las grandes potencias energéticas no es sino una muestra más de la imposibilidad de disociar diplomacia y energía –no en vano significa el término inglés power,“energía” y a la sazón “poder”-. Como es lógico, la Unión Europea no puede permanecer de brazos cruzados ante el nuevo escenario energético, y, consciente de su papel como actor internacional clave, ha desarrollado toda una batería de instrumentos para hacer frente a este ingente y prioritario desafío. El Tratado de Lisboa, ya ratificado por España, incluye por primera vez un título específico relativo a la Política Energética Comunitaria. Sus fines son, según el tenor

literal del Tratado, los siguientes: garantizar el funcionamiento del mercado de la energía; aumentar la seguridad del abastecimiento energético en la Unión; mejorar la eficiencia energética y el ahorro energético así como el desarrollo de energías nuevas y renovables; y fomentar la interconexión de las redes energéticas. A su vez, el Consejo Europeo de marzo de 2007 aprobó el Plan de acción sobre política energética para Europa 20072009, en el que se hizo referencia a los llamados tres 20, en la línea del estricto cumplimiento del Protocolo de Kyoto: en primer lugar, una reducción del 20% de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2020 respecto a 1990; en segundo lugar, una mejora de la eficiencia energética a efecto de ahorrar un 20% del consumo de energía previsto para 2020; y en tercer y último lugar, un 20% de participación de las energías renovables en el consumo global energético de

La Unión Europea, ante el desafío energético

2020 –incluyendo un 10% de consumo de biocombustibles en el transporte-. En la misma línea se pronunciaron las Conclusiones del Consejo, al subrayar como objetivo la consecución de un mercado interior del gas y la electricidad realmente competitivo, interconectado, único, al servicio de los consumidores y que garantizase la seguridad de abastecimiento. Sobre la base de las citadas Conclusiones, la Comisión presentó en septiembre de 2007 sus propuestas relativas al mercado interior de electricidad y gas –conocidas en terminología comunitaria como el “tercer paquete energético”- y en enero de 2008 sus propuestas sobre energía y cambio climático -el llamado “paquete verde”-, que se encuentran en trance de ser examinadas por el Consejo y el Parlamento Europeo. En los Consejos Europeos de marzo y junio de 2008 se ratificaron y concretaron temporalmente los objetivos de marzo de 2007: se recordó que un mercado interior energético eficaz constituye un requisito esencial para garantizar el abas-

tecimiento energético seguro, sostenible y competitivo en Europa; y, en relación a los paquetes sobre energía y cambio climático, se subrayó la necesidad de un acuerdo en la primavera de 2009. Sin embargo, el Consejo no se cansó de reiterar su preocupación por la seguridad energética de la UE y la subsiguiente necesidad de desarrollar la dimensión exterior de la política energética europea –lo cual no resulta sorprendente, teniendo en cuenta que la Unión Europea en general y la mayoría de sus Estados miembros en particular se caracterizan por una situación de palmaria dependencia energética frente al exterior (aproximadamente 55%)-. Así, las elevadas importaciones energéticas europeas, procedentes en general de un número relativamente reducido de terceros estados, crean una situación de vulnerabilidad a la volatilidad de los precios internacionales y, en última instancia, una irrefutable dependencia económica.

lidad tanto para la Unión en su conjunto como para España. La Unión deberá realizar un inmenso esfuerzo diplomático para garantizar la entrada en vigor del Tratado de Lisboa, puesto que, al establecer por primera vez una base jurídica ad hoc en materia energética, constituye un paso significativo hacia la consecución de una política energética común; y deberá, al tiempo, permitir una transferencia tecnológica y financiera entre los países miembros para hacer viable esta política común. España, a su vez, en virtud de su Presidencia del Consejo durante el primer semestre de 2010, deberá poner en marcha, de haber entrado en vigor el Tratado, la panoplia de novedades en él prevista –entre ellas, el Título relativo a la energía- y asegurar la adopción del nuevo plan energético por el Consejo Europeo de primavera de 2010. ¿Sabrá Europa, en suma, hacer frente al intricado desafío energético?

Por tanto, los próximos dos años serán cruciales para la seguridad energética de Europa, y supondrán una gran responsabi-

La respuesta a este interrogante yace en la voluntad, el grado de compromiso y el empeño de nosotros, los europeos. ■

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Europa, ¿dónde está tu energía?

Europa, ¿dónde está tu energía? Pablo Benavides Embajador de España. Antiguo Director General de Energía de la Comisión Europea

La “guerra de los cinco días”, del 7 al 12 de agosto pasados, que ha llevado a Rusia a responder a la desafortunada decisión del Presidente georgiano, Mikhail Saakashvili, de atacar a Osetia del Sur destruyendo el centro de la capital de esta región Tsijanvili, ha contribuido a poner de relieve la relación entre los intereses energéticos y los conflictos internacionales. Es evidente que en este caso no se puede afirmar que esa sea una relación directa de causa a efecto. La desproporcionada reacción rusa con la entrada de cientos de carros de combate y hasta 40.000 soldados según las cifras del último informe de Georgia a la OTAN no respondía directamente a un conflicto de intereses energéticos.

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n realidad ni siquiera en los casos de conflictos más flagrantes como la primera guerra de Irak tras de su invasión de Kuwait se aceptó abiertamente que esos intereses hubieran sido los determinantes de aquella acción bélica. Habitualmente otras razones más “políticas” amparan esos conflictos. En el caso de Osetia y accesoriamente de Abjazia que ha terminado por correr la misma suerte el detonante ha sido esa decisión del Presidente georgiano convencido de que su acción de sancionar a los díscolos osetios estaría, a fin de cuentas, protegida por un Occidente y sobre todo por unos Estados Unidos que habían venido siguiendo una política de aliento y apoyo a Georgia con la promesa firme de acceder a un puesto en la OTAN. Sin embargo, el debate posterior en el Congreso americano que ha pasado desapercibido para la inmensa mayoría de los comentaristas políticos prueba hasta que punto ese apoyo americano era mucho más ambiguo de lo que podía parecer en un principio. El Departa-

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mento de Estado había repetidamente indicado a Saakashvili que se abstuviera de toda acción militar en sus divergencias con el Gobierno autónomo de Osetia y algunos de los congresistas no dudaron en cuestionar la conveniencia de ayudar a Georgia a ingresar en la OTAN lo que hubiera entrañado o entrañaría en el futuro la obligación, según el artículo 5 del Tratado de Washington, de defenderla en caso de agresión exterior. Retrospectivamente produce escalofríos pensar que la Alianza Atlántica hubiera podido verse arrastrada a una confrontación bélica con Rusia por la acción irresponsable de un líder como Saakashvili. El prestigioso IISS, el Instituto Internacional de Estudios Estratégicos, recomendaba recientemente que la OTAN cesara de alentar la entrada de Georgia. Frente a la reacción violenta de Estados Unidos y de la OTAN expresadas respectivamente por su Secretaria de Estado,

Rice, y por su Secretario General, el holandés de Hoop Scheffer, la Unión Europea a través del Presidente del Consejo, Sarkozy, y del Alto Representante, Solana, se afanó desde el primer momento en poner término a las acciones bélicas y en lograr de Rusia el compromiso de retirar sus tropas de territorio georgiano. Un puerto de la importancia estratégica y económica de Poti en el Mar Negro había sido ya ocupado. La Unión rechazó inmediatamente las voces de los que pedían sanciones a Rusia dentro del Consejo; siempre los mismos, es decir los países bálticos y Polonia junto con el Reino Unido y, más sorprendentemente, Suecia. La única medida de la Unión Europea fue la de postergar una reunión programada de negociaciones del nuevo Acuerdo con Rusia. Bien es cierto que Rusia no ha mostrado hasta ahora ningún entusiasmo especial por esas negociaciones con las que la Unión pretende fundamentalmente compensar la

Europa, ¿dónde está tu energía?

negativa rusa a ratificar la Carta de la Energía. Como el Embajador ruso ante la Unión Europea, Chizov, manifestó hace escasos días, sería la Unión la que perdería más si no se llegara a un acuerdo. La postura del Secretario General de la OTAN calificando en una entrevista al Financial Times de “inaceptable” la posición blanda de la Unión Europea ha dado lugar a un intercambio de explicaciones e interpretaciones para deshacer el embrollo de una Unión Europea y una OTAN enfrentadas. Una singular aberración política. Una reacción europea mitigada ¿Cuáles han sido las razones de esa reacción europea mitigada y, en último término conciliadora, ante una acción rusa que subvierte una serie de principios esenciales de la política exterior de la Unión avalados por el Consejo de Europa y la OSCE? En primer término, sin duda, la proximidad de las fronteras con Rusia y su cualidad de “partner” importante en las relaciones exteriores europeas. Es cierto que la división pactada en Yalta ha muerto afortunadamente y que el COMECON y el Pacto de Varsovia han pasado a ser reliquias del pasado, pero no creo que sea menos cierto que Rusia, por su parte, sigue creyendo en la existencia de unas zonas de influencia y que, en su opinión, las iniciativas americanas recientes – el escudo antimisiles en Polonia y los radares en la República checa, las bases y los mandos militares americanos en Georgia, la proyectada entrada de Georgia y Ucrania en la OTAN, la presencia de la flota americana en el Mar Negro – habían invadido la suya, el bien conocido “near abroad”, el “extranjero próximo”, defendido no sólo por Putin sino mucho antes por Yeltsin y el propio Gorbachov. Esas

razones, difíciles de poner en boca de los líderes europeos, han estado en la base de la reacción europea. En segundo plano, con una relevancia que nadie ha pretendido ocultar, están los condicionantes energéticos. En los dos últimos años, las crisis de Bielorrusia y de Ucrania que “Cuadernos de energía” analizó en su día pusieron de manifiesto la fragilidad del abastecimiento ruso de gas a Europa. Esta vez ha sido Georgia la que ha vuelto a resaltar la necesidad de un entendimiento con Rusia y la urgencia para la Unión europea de seguir buscando países, fuentes y rutas alternativas de energía como el Jeque Yamani, el Director General de la AIE,Tanaka, y ultimamente el Comisario Piebalgs han reiterado una y otra vez. Georgia ocupa una posición geoestratégica esencial en el trazado de rutas alternativas de abastecimiento de crudo y gas a Europa y el tránsito de estos por su territorio le reporta ya unos sustanciales ingresos. No existen en la práctica muchas opciones que puedan obviar el paso de los hidrocarburos de Asia Central por territorio georgiano en espera de una mejora de las relaciones con Irán también muy mediatizadas por Estados Unidos que les abriría nuevas rutas hacia el Golfo. La estabilidad política de Georgia seguirá siendo, por tanto, fundamental. Y consiguientemente la Unión tiene interés en mantener excelentes relaciones con esta a la que le une ya un Acuerdo de Asociación y Cooperación inspirado en el de Rusia evitando al propio tiempo que esa relación deteriore las que mantiene con Rusia. Que la energía no ha sido, pues, la causa directa de esta breve guerra queda suficientemente claro. Georgia no gana nada con ella desde ese punto de vista. Pero es también obvio que las consecuencias en términos de energía van ser fundamenta-

les. Cuarenta y ocho horas antes del ataque georgiano a Osetia una porción del oleoducto BTC ( Bakú-Tiflis-Ceyhan ) en territorio turco ardía en lo que el partido nacionalista kurdo, PKK, reivindicó como atentado suyo. La acción provocó evidentemente la interrupción del flujo del crudo que fue restablecida tres días después y además impulsó al cierre de las válvulas del gaseoducto Bakú-Tiflis-Erzurum, el llamado SCP (South Caucasus Pipeline), por miedo a un efecto de contagio en territorio georgiano. Una reacción en cadena peligrosísima que pone de manifiesto la sensibilidad de esas “ infraestructuras críticas “ y que ya ha anticipado el efecto de especular con aumentos muy sustanciales de las primas de seguro en su construcción en esas tierras inciertas. El propio Putin se ha apresurado a declarar que en el curso de las acciones bélicas ningún oleoducto o gaseoducto ha resultado dañado respondiendo así a quienes habían anticipado que Rusia pretextaría esas acciones bélicas para sabotear las infraestructuras “hostiles” a sus intereses. Turquía, por su parte, atenta a cualquier movimiento, consciente de su enorme importancia como país de tránsito y deseosa de llenar un vacío de hegemonía en el área ha hecho valer su importancia geoestratégica y para mostrar su amplitud de miras se ha precipitado a visitar Armenia con la que ha mantenido históricamente unas tensas relaciones. Hasta China ha destacado a los pocos días del término del conflicto a varios miembros relevantes de su Partido Comunista a Tiflis, a Bakú y, por supuesto, a Moscú donde se han entrevistado con los personajes más importantes de la Duma rusa para investigar las repercusiones colaterales que el conflicto georgiano podría tener para su magno proyecto de oleoductos y gaseoductos desde Asia Central hasta la costa del Pacífico.

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Europa, ¿dónde está tu energía?

¿Quien está asediando a quien? Desde que en junio de 2005 la Comisión europea y el Alto Representante elaboraran su Informe sobre las relaciones exteriores de la Unión Europea en materia de energía, las cosas se han complicado muy sensiblemente. Incluso las prioridades geoestratégicas cambian rápidamente y al propio tiempo cambian los escasos instrumentos que Bruselas tiene a su disposición para reaccionar. Los intereses de los Estados miembros no siempre convergen y nadie apuesta por una ratificación del Tratado de Lisboa cuya entrada en vigor daría a la Unión Europea una base jurídica inexistente hasta ahora para su política energética. Hasta el Director Ejecutivo de la AIE,Tanaka, volvía a lamentar el hecho de los Estados miembros de la Unión Europea prefieren dirimir sus problemas de energía en discusiones bilaterales antes que facilitar a la Unión una sola y única voz. El centro de esas relaciones hoy es Rusia por su vecindad, por su importancia como abastecedor y por su actitud de gran potencia que sabe jugar sus bazas. Durante largos años la Unión ha tratado a Rusia con cierto sentimiento de superioridad que se tradujo en una época en ayudas y asistencia técnica como la prestada por el programa TACIS o por el proyecto ISTC destinado a reciclar investigadores de armas de destrucción masiva. Al propio tiempo. la Unión buscó afanosamente el compromiso de Rusia de suscribir y ratificar la Carta de la Energía mientras impedía e impide aún hoy la importación de electricidad rusa que podría desestabilizar el mercado comunitario. Rusia quedaba así relegada a un papel de mero suministrador de crudo y gas. Al asedio de la OTAN pilotado por Estados Unidos y reconocido explícitamente por el Presi-

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dente polaco en el acto de la firma del acuerdo para el establecimiento del escudo antimisiles, se ha venido uniendo una actitud de recelo de la Unión en las relaciones económicas. Pero la situación ha cambiado radicalmente en muy poco tiempo. La llegada a la Unión a partir de 2004 de una serie de países otrora miembros del COMECON e incluso, como los bálticos, parte de la Unión Soviética ha alterado de arriba abajo esa situación.Y el instrumento básico de la nueva política lanzada por Rusia ha sido el gigante Gazprom. Los nuevos países no son solamente clientes del gas y del petróleo ruso, algunos al 100%, sino que la compañía gasista rusa y en algunos casos el monopolio eléctrico ruso RAO-ES son propietarios totales o de parte importante de sociedades de esos países en los sectores de la generación, el transporte o la distribución de energía. En la actualidad Gazprom está presente en el accionariado de más de cuarenta empresas de la Unión Europea, siendo las españolas la excepción a esa regla casi general que comprende a Alemania, a Francia, al Reino Unido y, por supuesto, a Italia donde Rusia mantiene a nivel no solo empresarial sino político las mejores relaciones. Por ello, cuando las nuevas Directivas del mercado interior de la electricidad y el gas han discutido la aplicación a países terceros de la cláusula de desagregación de las actividades de las empresas, el “unbundling” de la generación, el transporte y la distribución, se han encontrado con el obstáculo difícilmente superable de unas empresas rusas, y en especial Gazprom, opuestas ferozmente a separar esas actividades que las Directivas pretenden imponerles.Tendremos ocasión de ver cómo se aplica en la práctica a las empresas participadas por Gazprom la cláusula tan debatida de la desagregación que ha terminado por tomar la apelación de “cláusula Gazprom”.

Rusia no está pasiva Entretanto, Rusia no se ha quedado pasiva y además de lanzar a su empresa líder a nuevos pactos con empresas comunitarias, ha emprendido una carrera veloz para ocupar el terreno y anticiparse a los movimientos de las empresas energéticas europeas. Los viajes de los lideres rusos a Bulgaria y a Serbia con la que han firmado un importante acuerdo, a Argelia y a Libia son los más significativos. Rusia ha ofrecido a Argel y a Trípoli una amplia cooperación en todos los terrenos de la energía, incluida la nuclear, pero especialmente en el gas. Moscú es perfectamente consciente de que sus reservas no son infinitas y de que desde hace un par de años su producción de crudo y de gas toca techo, entre otras razones por un retraso tecnológico alarmante, uno de los grandes puntos débiles de la economía rusa. Para hacer frente a su propio consumo y a sus compromisos de ventas futuras, Moscú necesita asegurarse un gas procedente de otros países a precios de favor que le permita su reexportación y, simultanamente, unos precios altos que garanticen la explotación de campos cada día más difíciles como el de Kovykta. Y al mismo tiempo desmiente con la boca chica los rumores de un “Gaspec” entre los principales productores. Putin y Medvedev han viajado ya a Kazajstán y a Turkmenistán y se han reunido en el marco de la Organización de Cooperación de Shanghai que incluye a China, Kajstan,Tayikistán, Uzbekistán y la propia Rusia. No han obtenido, ni en sus anteriores desplazamientos ni en los más recientes el apoyo político a su acción en Georgia pero regresan con amplias garantías en cuanto a sus relaciones comerciales energéticas. La última de las operaciones de su política energética exterior ha sido el viaje reciente a Abuja para ofrecer su apoyo a o su participación en el proyecto del gaseoducto trans-

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sahariano desde los campos nigerianos a los puertos argelinos. En el terreno de las rutas se ha producido el mismo fenómeno. En los años noventa la Unión lanzó una serie de iniciativas en los sectores de la energía y del transporte –el proyecto INOGATE y el corredor TRACECA– en los que ha invertido cantidades importantes de dinero para evitar el paso por territorio ruso. Los americanos dedicaron un Embajador especial durante años a promover esas alternativas. A esas iniciativas se añadieron el oleoducto BTC, el gaseoducto “Blue Stream” y, sobre todo, el gran gaseoducto “Nabucco” destinado a transportar el gas de Asia Central hasta el corazón de la Unión Europea.Y de nuevo, Moscú ha respondido con el gaseoducto “Nord Stream” que atravesando el Báltico evitaría territorios “hostiles” como el polaco o los de los Países Bálticos en el nmarco de un acuerdo entre los gobiernos del Canciller Schroeder en vísperas de su marcha y del Presidente Putin. A esta escapatoria se ha unido el proyecto de gaseoducto “South Stream” que atravesaría el Mar Negro y desembocaría en territorios más acogedores como el búlgaro hasta llegar a Italia. En la pugna entre “Nabucco” que cuenta con el apoyo de la calificación de proyecto prioritario de la Unión y el “South Stream” el balance no termina de ser halagüeño para los defensores del primero. Las adhesiones al proyecto ruso se han multiplicado pese a las dificultades financieras y técnicas mientras que el lanzamiento de “Nabucco” viene chocando con problemas y divergencias internas;Turquía, que a través de su compañía “ Botas” lidera el proyecto, ha rehusado asociar a Francia al gaseoducto para mostrar así su desagrado a la política francesa de oposición a la adhesión turca a la Unión. Pero, hace pocos días, el Presidente Sarkozy afirmaba que Francia se mantendría escrupulosamente neutral frente a las aspiraciones

turcas durante el período de su Presidencia de la Unión Europea. Un viraje que se anunciaba ya hace pocos meses. Con todo ello se consuman dos efectos: por una parte, Rusia escapa a una política de asedio o, cuando menos, de displicencia de la Unión Europea y, por el contrario, dibuja un cerco – o una pinza, como la han calificado algunos – a la Unión Europea la cual tiene a Rusia en su interior a través de Gazprom y observa que se ha convertido en asediada con la natural preocupación. La respuesta europea en ese pulso se ha traducido en varias iniciativas. La Comisaria de Relaciones Exteriores, Ferrero-Waldner, ha viajado a Asia Central para asegurar suministros que, sin ser espectaculares, podrían paliar problemas futuros de abastecimiento. El Presidente Sarkozy se desplazó asimismo a Argel y a Libia para establecer las bases de una cooperación energética con fuertes connotaciones nucleares. La Unión Europea firmó sendos acuerdos de cooperación con Kazajstán y Turkmenistán en materia de energía. El Comisario de Energía se desplazó a Abuja para ofrecer ayuda, incluida la del Banco Europeo de Inversiones, al proyecto de gaseoducto transsahariano en un viaje en el que se hizo patente cierto disgusto nigeriano por la tardanza de la reacción europea y otro tanto hacía el 20 de agosto el Ministro de Energía británico, Malcom Wicks, con fines similares. Todo ello en unos movimientos tácticos para evitar ver a la Unión Europea rodeada en una operación envolvente rusa. ¿Donde está la energía de Europa? Así está este complejo juego al que se entregan la Unión Europea y Rusia con numerosos comparsas que se ven solicitados por la una y la otra. El dato de partida – se ha dicho mil veces – es una insuficiencia de recursos energéticos en Europa y un consumo que, pese a la crisis

necesariamente pasajera que atraviesa su economía, tenderá a crecer a medio y largo plazo cuando menos como consecuencia del desarrollo de los nuevos miembros de la Unión Europea. Hay que reiterar una vez más la necesidad de buscar alternativas a la situación actual en términos de fuentes de energía, de suministradores y de rutas. Rusia está en primera línea de esa política exterior que necesita liberar a la Unión de la pinza que se cierra progresivamente en torno a ella. Pero esa política se llevará a cabo mucho más racionalmente en un marco de cooperación que de confrontación. Me he atrevido a afirmar repetidas veces en estas mismas líneas que comparto en buena parte las posiciones de los líderes rusos y de los dirigentes de Gazprom que resaltan la interdependencia que crean los intercambios de hidrocarburos en especial a través de infraestructuras como oleoductos y gaseoductos. La energía de la Unión Europea no está en lugares diferentes de los habituales. Allá hay que irla a buscar y trasladarla a los mercados europeos al menor coste posible. Es cierto que para ello Europa tendrá que afrontar dificultades: recelos políticos derivados de sus antiguas relaciones coloniales, altos costos financieros tanto más difíciles de programar en una situación de crisis como la actual, dificultades técnicas consideradas no hace insuperables. Pero sobre todo habrá de hacer realidad esa ambición de lograr que Europa se exprese con una sola voz. Hoy por hoy no lo ha conseguido y unos miles de irlandeses lo han hecho aún más difícil rechazando la ratificación del tratado de Lisboa. Frente a países como Rusia que ha tomado plena conciencia de su poder, que defiende incluso por la fuerza de las armas como se ha visto en el conflicto de Georgia lo que estima ser sus áreas de influencia y se anticipa con sus empresas y sus recursos le va en ello su supervivencia energética. ■ Cuadernos de Energía

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La confrontación entre Georgia y Rusia y el futuro de los suministros de energía del Caspio y Asia Central

La confrontación entre Georgia y Rusia y el futuro de los suministros de energía del Caspio y Asia Central Shamil Midkhatovich Yenikeyeff11 Investigador Asociado Instituto Oxford para Estudios Energéticos

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l último conflicto militar entre Georgia y Rusia por la región autónoma de Osetia del Sur, tendrá probablemente un importante impacto en las rutas de exportación de los hidrocarburos del Caspio y Asia Central y, como consecuencia, en los planes existentes europeos y chinos para la diversificación de los suministros de petróleo y gas. El nuevo escenario energético en la región estará probablemente dominado por Rusia, China y los países productores de energía Kazajstán y

Turkmenistán , incluso posiblemente Irán, comenta el Dr Shamil Yenikeyeff del Instituto Oxford para Estudios Energéticos. La proximidad geográfica de Georgia a la región del Mar Negro, el Caspio y Asia Central hace de este país de tránsito un importante actor en cuanto a las exportaciones de energía, tanto actuales como futuras, desde Azerbaiyán, Kazajstán,Turkmenistán y posiblemente Uzbekistán. Durante muchos años, Georgia ha sido

considerada por la Unión Europea y Estados Unidos como una de las principales piezas para el establecimiento de rutas de energía alternativas, que eviten el paso por el territorio ruso. La primera etapa del “cuarto corredor” para el suministro de energía, apoyado por Europa y los EEUU (los otros tres corredores reciben los suministros de Africa/Oriente Medio, Rusia y Noruega), ha sido ya construida, con la entrada en servicio del oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan (BTC) y del gaseoduc-

1 El Dr Shamil Midkhatovich Yenikeyeff es Investigador en el Instituto Oxford para Estudios Energéticos (OIES) y Miembro Asociado Senior del Centro de Estudios sobre Rusia y Eurasia, St Antony's College, Universidad de Oxford.

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La confrontación entre Georgia y Rusia y el futuro de los suministros de energía del Caspio y Asia Central

to Bakú-Tiflis-Erzurum (BTE), también conocido como el ducto del Cáucaso Sur (SCP), y con la modernización del oleoducto Bakú-Supsa, conocido también por el nombre de Ducto de Exportación por la Ruta de Occidente (WREP). Los BTC y BTE , que atraviesan Azerbaiyán, Georgia and Turquía, se apoyaba inicialmente en los suministros de energía de Azerbaijan , país rico en recursos2. La segunda etapa del cuarto corredor se dedicará a envíos de petróleo y gas de Kazajstán y Turkmenistán y llevará consigo la ampliación de las rutas de tránsito existentes y la construcción de nuevas rutas, tal como el proyecto de transporte de crudo, el Sistema de Transporte Kazajo-Caspio y los gaseoductos del Trans-Caspio y de Nabbuco3. El conflicto militar de 2008 entre Georgia y Rusia por la región autónoma de Osetia del Sur, que de hecho había sido independiente de Georgia desde principios de los años 90, alterará probablemente el equilibrio de fuerzas entre los principales actores implicados en la formación del sector energético del Caspio y de Asia Central en el futuro, que incluyen: ●

Los países productores y de tránsito: Azerbaiyán, Georgia, Kazajstán,Turkmenistán, Uzbekistán,Turquía e Irán.

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Las empresas extranjeras que operan en el sector de hidrocarburos de la región.

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Los principales actores del exterior: China, Rusia, la Unión Europea y los Estados Unidos.

La volatilidad de esas rutas de tránsito probablemente influirá en las decisiones de inversión de las compañías petroleras internacionales implicadas en el desarrollo de los hidrocarburos en el Caspio y Asia Central, y en el transporte de los mismos a los mercados globales. Los Gobiernos de estas regiones ricas en recursos están seriamente preocupados sobre la seguridad de los conductos BTC,WREP y BTE, las redes ferroviarias y los terminales de petróleo en los puertos georgianos del Mar Negro de Batumi, Kulevi y Poti, todos ellos paralizados por las hostilidades entre Georgia y Rusia4. Aunque los ductos sólo fueron interrumpidos temporalmente por razones de seguridad y no fueron objetivo ni fueron dañados en el conflicto, su expansión futura y la construcción de nuevos proyectos de ductos relacionados, como el Sistema de Transporte KazajoCaspio, los gaseoductos del Trans-Caspio y de Nabbuco es ahora incierta. En esta situación, los productores del Caspio y

Asia Central pueden optar por las exportaciones tradicionales vía Rusia (siempre que Moscú amplíe satisfactoriamente la capacidad de sus rutas de exportación de petróleo y gas) y vía los nuevos ductos de exportación a China5. Los años 90 estuvieron marcados por los bajos precios de los hidrocarburos, la baja demanda de gas y como resultado, una menor preocupación de los estados miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) por la seguridad de los suministros de energía. Desde el año 2000 el escenario global de la energía ha cambiado considerablemente, impulsado por la volatilidad de los precios del petróleo y el gas, por la aparición de nuevos y fuertes consumidores en la región de Asia-Pacífico, por el agotamiento de las reservas en la OCDE y por la inestabilidad existente en los países productores y de tránsito de energía. Después de la crisis Ruso-Ucraniana del gas de enero de 20066 se produjo un cambio en el pensamiento de los políticos de la Unión Europea con relación a la dependencia de Europa de los suministros de gas procedentes de países extranjeros potencialmente “no amigos” que pudieran utilizar su poder de suministro para forzar demandas políticas y eco-

BTE transporta en la actualidad 6.000 millones de metros cúbicos de gas, con el proyecto de alcanzar 20.000 millones de m3 en 2014.También se efectúan envíos de petróleo a través de Azerbaijan y Georgia vía el oleoducto Bakú-Supsa (con su capacidad actual de de 150.000 barriles por día) y por la conexión de ferrocarril Bakú- Batumi (de 150.000 a 200.000 bpd) hasta los terminales marítimos.

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3 La Interconexión Turquía - Grecia - Italia es otro proyecto importante. Al contrario de Nabucco y del Trans-Caspio, la TGI ha sido ya terminada y está siendo utilizada para transportar a Grecia pequeñas cantidades de gas no procedente de Rusia (de Azerbaijan). La TGI es el primer elemento del Cuarto Corredor. 4

El ducto BTC también había sido previamente puesto fuera de servicio por un incendio del que se responsabilizaron los separatistas kurdos.

El oeloducto Kazajstán-China fue el primer proyecto de exportación de crudo desarrollado con éxito en Asia Central. El oleoducto Atyrau-Alashankou de 3.000 km de longitud está programado en varias fases para terminación en 2011 y está proyectado para transportar unos 200.000 bpd de crudo del Caspio a China (es decir 20 millones de toneladas anuales, con un potencial de alcanzar hasta 50 millones de toneladas). 5

6 Para una valoración más completa de este asunto ver: Jonathan Stern,The Russian-Ukrainian gas crisis of January 2006, Instituto Oxford de Estudios Energéticos, 16 enero 2006, http://www.oxfordenergy.org/pdfs/comment_0106.pdf. 7 Ver: Jonathan Stern,The New Security Environment for European Gas:Worsening Geopolitics and Increasing Global Competition for LNG, NG 15, Instituto Oxford de Estudios Energétios, Octubre 2006, http://www.oxfordenergy.org/pdfs/NG15.pdf.

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La confrontación entre Georgia y Rusia y el futuro de los suministros de energía del Caspio y Asia Central

nómicas sobre los países consumidores de energía7. Dado que la dependencia de las naciones industrializadas respecto a los productores de energía existentes tiende a incrementarse, sus gobiernos han sido muy activos en intentar diversificar sus importaciones de gas. Esto se aplica no sólo a las naciones europeas sino también a China, que trata de asegurar la conducción de gas desde Asia Central y Rusia. La propia dependencia de Rusia respecto a las entregas de gas de Asia Central y el lento desarrollo de sus nuevos proyectos ha potenciado considerablemente el perfil geopolítico de Kazajstán como un posible suministrador de gas y como un país clave para el tránsito del gas producido en Turkmenistán y Uzbekistán. Los últimos 18 meses se han distinguido por una intensa competencia entre tres proyectos de gas: gaseoductos a Rusia: (la ampliación de la ruta Asia Central-Centro hasta 80.000 millones de m3 al año y la construcción del gaseoducto del Litoral Caspio con una capacidad de alrededor de 20.000 millones de m3), la red de gaseoductos Trans-Asia a China (de 30 a 40.000 millones de m3 y el gaseoducto Trans-Caspio patrocinado por EEUU/UE (30.000 millones de m3). Ninguno de estos proyectos ha sido terminado y no está claro si habrá suficiente gas en Asia Central para las tres rutas de tuberías propuestas. En opinión de Bruselas y Washington el éxito en la operación de los ductos BTC y BTE es un paso vital hacia la futura puesta en servicio de gaseoductos alternativos, tales como la tubería de Nabucco y el Proyecto Trans-Caspio, ambos depen-

dientes de los envíos de gas de Turkmenistán y Kazajstán. Sin embargo, los diversos planteamientos empleados por los principales actores externos, China, Rusia, los Estados Unidos y la Unión Europea, hacia la obtención de suministros de energía de Asia Central y la cuestionada estabilidad de la región, jugarán un papel fundamental en el futuro de las rutas de exportación para los hidrocarburos del Caspio y Asia Central.

gas, que incluye el suministro de gas de Asia Central, no ha avanzado hacia realizaciones prácticas, mientras que si lo han hecho los proyectos rusos y chinos.

Comparadas con las de EEUU y la UE, las estrategias empleadas por China y Rusia para asegurar los acuerdos sobre energía con Asia Central son diferentes. Mientras que los primeros no están en contra de añadir medidas de reforma política o económica como parte de sus ofertas de crédito y son capaces de animar a estos estados a tomar parte en las organizaciones internacionales, tales como la Organización para la Seguridad y Cooperación en Europa (Organización que en 2010 ha dado un sitio a Kazajstán), Beijing y Moscú, por el contrario, han sido tradicionalmente menos inquisitivos sobre los regímenes políticos autoritarios que típicamente predominan en Asia Central.

Aunque Rusia acostumbra a capitalizar sus antiguos lazos económicos, políticos y culturales con los países del Asia Central, en la actualidad está actuando únicamente con criterios económicos racionales en su intento de forjar lazos con Kazajstán, Turkmenistán y Uzbekistán. Hasta que sus nuevos proyectos de hidrocarburos, como el de los yacimientos de la Península de Yamal, entren en servicio, el gas de Asia Central es esencial para equilibrar la propia balanza de gas de Rusia. El interés siempre creciente de Beijing, Washington y Bruselas en asegurar los suministros de energía de Asia Central como alternativa (a las fuentes rusas y de Oriente Medio/África principalmente), ha empujado a Moscú a ofrecer mayores incentivos a los productores del Caspio/Asia Central, para que éstos transporten su petróleo y gas a través del territorio ruso. No sorprende por lo tanto que Rusia haya ya acordado el pago de precios europeos (sin transporte ni otros costes relacionados) para el gas de Asia Central desde enero de 20098.

En términos económicos, la competencia creciente entre China y Ruisa para asegurar los suministros de gas de Asia Central, ha llevado a los dos países a forjar lazos comerciales favorables con los productores de Asia Central. Por el contrario, los estados miembro de la UE (y por tanto la UE como entidad) con frecuencia no alcanzan una política común en este sentido. Hasta ahora, la agenda europea de

Beijing está dispuesto a asegurar suministros de energía adicionales para alimentar su creciente economía, sea cual sea el coste que requiera la construcción de nuevas líneas. Los países de Asia Central no ven mal un compromiso con la creciente China, a pesar de sus tradicionales precauciones hacia su vecino del este de Asia. Una cooperación en materia de gas con Beijing puede traer otros beneficios

Diferentes enfoques

Nota de Prensa “Sobre la reunión de trabajo de Alexey Miller y los responsables de las compañías petroleras de Kazajstán, Uzbekistán y Turkmenistán", JSC, Gazprom, 11 marxo 2008.

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Turkmenistán ha exportado también su gas a Irán. 20

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La confrontación entre Georgia y Rusia y el futuro de los suministros de energía del Caspio y Asia Central

considerables a los estados de Asia Central tales como inversión, desarrollo de infraestructuras (por ejemplo construcción de carreteras y líneas de ferrocarril), así como crecimiento en otros sectores comerciales. China tiene una posición más fuerte que Rusia en términos de su capacidad de “cash” y en términos de la materialización real de proyectos a gran escala. Sin embargo, los Estados Unidos y Europa, por su parte, tienen una seria ventaja tecnológica sobre Rusia y China en lo que se refiere al desarrollo del petróleo y gas offshore en el Caspio. Estabilidad en la región El enfrentamiento Georgia-Rusia ha puesto de manifiesto muchos otros conflictos interétnicos congelados que tienen un serio potencial para desestabilizar el “cuarto corredor” de los suministros de energía a Europa, que discurre a través de Georgia (con sus regiones separatistas de Abzajia y Osetia del Sur), Azerbaiyán (con la región de población predominantemente armenia de Nagorno-Karabakh, de hecho independiente) y Turquía (con el tema no resuelto de los separatistas kurdos). Muchos de estos conflictos tienen cada uno una larga historia de violencia interétnica, por lo que representan “volcanes durmientes” listos a entrar en erupción. La volatilidad de estas rutas de tránsito y el resurgir del poderío militar de Rusia en la región, podría también influir en los responsables de la toma de decisiones y en los productores en el Caspio y en Asia

Central. En esta situación, los Estados Unidos, Europa y China representan otros actores externos también con capacidad militar considerable que podrían conformar la seguridad de la región y las rutas de energía que discurren a través de estos territorios tan inestables. La perenne competencia entre Rusia, los Estados Unidos y Europa como garantes tradicionales de la seguridad en los países del Caspio y Asia Central probablemente desestabilice la región todavía más. En esta situación, los países individuales y los territorios separatistas podrían alinearse con diferentes intereses externos o podrían intentar enfrentar a unos contra otros para obtener ganancias políticas y económicas. La salida para los actores externos no es la división de las esferas de influencia en la región sino la provisión de mecanismos legales que aseguren la estabilidad interétnica en la región y que desactiven las posibles causas de los conflictos locales. En este caso, el ejemplo de Kosovo podría ser utilizado por las fuerzas externas bien para estabilizar o para desestabilizar la región. El punto principal aquí es cómo los principales actores externos podrían compartir la responsabilidad de asegurar la estabilidad de la región. En el futuro Irán, que en la actualidad está políticamente aislado, podría convertirse también en un actor importante en los suministros de energía desde el Caspio y Asia Central. En primer lugar Irán podría ser un posible suministrador de gas a

Europa, siempre que hubiera disponible la adecuada inversión. En segundo lugar, Irán ha sido considerado desde hace tiempo como una posible ruta de tránsito para los suministros de energía del Caspio y de Asia Central. Tanto Kazajstán como Turkemistán suministran cantidades limitadas de petróleo a Neka, en la costa iraní del Caspio, como parte de los acuerdos de intercambio de petróleo con el petróleo iraní que sale desde el Golfo Pérsico9. En la estela del reciente cierre del BTC y el conflicto del sur del Cáucaso, se aumentó aún más la cantidad de petróleo enviado a través de Neka, incluyendo suministros desde Azerbayán, recordando a los observadores industriales que Irán es la ruta de exportación más barata para el crudo del Caspio. La empresa Rusa Gazprom Neft también se supone que facilitará ayuda a la Compañía Petrolera Nacional de Irán (NIOC) para construir una línea desde Neka hasta el Golfo de Omán. Además en el año 2007 funcionarios Kazajos e Iraníes expresaron interés en construir una línea de Kazajstán a Irán. Parece haber por lo tanto una inclinación para crear una ruta de exportación norte-sur a través de Irán, y el conflicto armado de Georgia ha valido precisamente para reforzar esta sensación, al menos políticamente. Un posible acercamiento entre Estados Unidos e Irán, podría alterar considerablemente el escenario energético en la región y estimular los suministros de energía alternativos a Europa así como la creación de otras rutas exóticas para el petróleo y el gas del Caspio y de Asia Central. ■

El contenido de este artículo es de exclusiva responsabilidad del autor y no representa necesariamente los puntos de vista del Instituto Oxford de Estudios Energéticos ni de ninguno de sus Miembros. Cuadernos de Energía

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El petróleo: un activo financiero

El petróleo: un activo financiero “Nos enfrentamos a un Pearl Harbour financiero”.

José Carlos Díez Gangas Economista Jefe de InterMoney.

Warren Buffet

Profesor de Economía de la Universidad de Alcalá

Desde que en el verano de 2007, el virus subprime se contagiara a los mercados de crédito e interbancarios, los acontecimientos se han ido encadenando y ya se puede afirmar que asistimos a la mayor crisis financiera global desde la Gran Depresión de los años treinta. Desde 2004 la constante subida de los precios del petróleo, no exenta de elevada volatilidad, ha atraído a inversores financieros a este mercado cambiando por completo la operativa y la dinámica de los mismos. Por esta razón, a continuación se va a analizar los fundamentos que explican este mayor apetito de los inversores por las materias primas y las implicaciones para el funcionamiento y la fijación de precios en estos mercados. Aunque la prioridad de la política económica debe ser la crisis financiera y bancaria internacional, no debería subestimar la importancia de los precios de las materias primas para poner fin al desorden monetario y financiero global. Tras la crisis financiera será difícil seguir manteniendo los elevados déficits por cuenta corriente de varios países desarrollados, principalmente EEUU y España. Para reducir un déficit exterior sólo hay dos opciones: un ajuste real que aumente el ahorro y disminuya la inversión doméstica, lo cual supone que la economía entre en una severa recesión, o una mejora de la relación de intercambio. Los precios de las materias primas caer significativamente en los próximos meses, reduciendo los precios de importación y la factura energética de los países desarrollados, de lo contrario la economía mundial está abocada a una profunda recesión. En el apartado 2, se analiza los fundamentos reales que justifican el aumento de los precios del petróleo, que son la causa que atrae a los inversores y los fundamentales financieros que justifican las decisiones de los inversores en estos mercados. En el apartado 3, se explican las principales variables que explican la elevada volatilidad que ha registrado el precio del petróleo en el último año. En el apartado 4, se extraen las principales conclusiones del análisis y sus implicaciones para el mercado de petróleo y la economía mundial en el futuro más próximo. De lo real a lo financiero

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esde el año 2004, el mercado de petróleo ha estado sometido a fuertes presiones de demanda. El intenso crecimiento de los países emergentes, con un elevado peso de los sectores industriales y más ineficientes en el uso de

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Cuadernos de Energía

energía ha hecho que la oferta operase muy próxima al límite de su capacidad de bombeo y esto ha presionado sobre los precios significativamente al alza. Un entorno de escasez y de precios al alza es muy atractivo para los especula-

dores que han visto en los mercados de materias primas una forma de diversificar sus riesgos y obtener una mayor rentabilidad de sus inversiones. A continuación se van a describir algunos cambios en las decisiones de cartera de los inversores institucionales, imprescindibles para enten-

El petróleo: un activo financiero

inversores especializados. La mayoría de los nuevos gestores provenía de los principales bancos de inversión, de los cuales obtenían los créditos para operar y les generaban enormes ingresos de comisiones, al ser extremadamente activos en sus posiciones.

der su comportamiento en la euforia financiera, que se ha producido el pasado año en los mercados de materias primas. ●

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Fondos de pensiones: sus horizontes de inversión son a largo plazo y la bajada de tipos de interés desde mediados de los noventa los ha forzado a diversificar sus carteras. En la burbuja tecnológica estos fondos fueron muy activos en inversiones en tecnología, tanto en empresas cotizadas en bolsa como en capital semilla para creación de empresas. El pinchazo de la burbuja, en el año 2000, les supuso cuantiosas pérdidas pero también la necesidad de diversificar en otros activos. Desde 2004, han ido incrementando su posición estructural en materias primas, especialmente en petróleo, bajo la hipótesis del crecimiento sostenido de los países emergentes y de la escasez futura del bien. Banca de inversión: al principio atendieron la demanda de los fondos de pensiones, que son clientes preferenciales, pero fueron comprobando que la operativa en materias primas cada vez era más rentable y ganaba peso en su generación de beneficios, lo cual les llevó a reforzar esta área y a incrementar sus exposición. Por ejemplo, Goldman Sachs, gurús que consiguen con sus informes influir sobre el sentimiento de mercado y la opinión pública, fusionó sus departamentos de operaciones por cuenta propia de divisas, renta fija y materias primas y ha sido una de sus principales fuentes de beneficios de los tres últimos años. Hedge Funds: el negocio generaba tantos beneficios que fue atrayendo a

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Pequeño ahorrador: el desarrollo del mercado permitió la democratización del mismo, a través de estructuras financieras que acababan invirtiendo en materias primas y que eran distribuidas en los mercados minoristas de la mayoría de países desarrollados. El ahorrador no era del todo consciente de los riesgos que asumía pero al amparo de la supuesta escasez de petróleo futuro, infraponderaba los riesgos y sobreponderaba la rentabilidad esperada.

De los fundamentos a la euforia financiera En los últimos años, la llegada de inversores especulativos a los mercados de materias primas aumentó la liquidez y profundidad de estos mercados, permitiendo una mayor eficiencia en la formación de los precios. No obstante, al igual que el resto de mercados de derivados financieros, esta crisis ha demostrado que han acabado generando inflación de activos e influyendo sobre las expectativas de los agentes reales y sobre los precios de equilibrio. El terremoto que asoló los mercados financieros el pasado verano fue de tal magnitud que provocó fuertes distorsiones en las decisiones de los inversores y desencadenó movimientos caóticos de los flujos financieros.

El colapso de los mercados de crédito, especialmente de titulización, que habían atraído buena parte de la generación de liquidez mundial en los años anteriores, liberó un enorme magma de flujos en busca de inversiones seguras. Los bonos de los principales tesoros actuaron de refugio, pero el epicentro se produjo en los EEUU y el dólar se desplomó, por lo que muchos inversores dejaron de considerar a los bonos del Tesoro estadounidense como activo refugio y buscaron un activo alternativo para cubrir sus posiciones en dólares. Los principales afectados por la debilidad del dólar, son los ahorradores estadounidenses y los bancos centrales emergentes, que han visto como sus reservas de divisas han crecido exponencialmente en el último lustro y decidieron que la mejor alternativa eran las materias primas, principalmente el petróleo. Los fundamentos de oferta y demanda también ayudaron. El ajuste de la demanda de vivienda en EEUU comenzó en 2005, tras los estragos de los huracanes Rita y Katrina. Desde entonces, la demanda interna estadounidenses fue perdiendo intensidad hasta entrar en recesión en 2007. Esto fue moderando gradualmente el crecimiento de las importaciones americanas, que había sido el principal motor que sacó a la economía mundial de la profunda recesión de 2001. Sin embargo, el menor peso de las importaciones americanas, apenas minó el dinamismo del comercio mundial, que vio como los países emergentes intensificaban su ciclo inversor y el crecimiento de las exportaciones mundiales seguía aumentando muy por encima de su promedio histórico. A este fenómeno se le denominó desacople emergente y alentó que los inversores

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El petróleo: un activo financiero

vieran en las materias primas un activo refugio. El cartel de la OPEP también contribuyó a la euforia financiera. En primer lugar, recordando la crisis asiática de 1998, cuando la demanda mundial de crudo frenó en seco, la OPEP tardó en recortar la producción y el precio del petróleo se desplomó hasta 10$/barril. Arabia Saudí no se creyó la hipótesis del desacople emergente y decidió recortar el bombeo de crudo en 2007 un 4%, favoreciendo la escasez y exacerbando la llegada de flujos financieros y el aumento del precio del bien. Además, desde hace décadas, la OPEP mantiene referenciados los precios de venta de contado de sus barriles a los precios del futuro sobre el barril de West Texas Intermidiate. La decisión fue tomada en los años ochenta para favorecer la transparencia y evitar acusaciones de manipulación de precios, pero en el último año ha permitido que la desproporcionada subida de los precios del petróleo se haya contagiado con rapidez a los precios de contado, alterando los precios relativos y la distribución de la renta mundial, transfiriendo cuantiosas cantidades de renta de los países consumidores de crudo a los productores.

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Los países emergentes, en los que los precios de la energía están muy intervenidos, también han favorecido el fenómeno al no repercutir a precios finales los incrementos de los costes de la materia prima. La clase política de estos países buscaba mitigar los efectos sociales de la inflación de materias primas, pero su decisión acabó agravando el problema. Un gélido invierno y los terremotos en China dificultaron el transporte logístico de carbón, desde el centro del país a las zonas costeras, e incrementaron la demanda de fuelóleo favoreciendo también la euforia financiera. La debilidad del dólar ha ayudado a dar el soporte monetario que todo fenómeno inflacionario necesita. La mayoría de países emergentes tienen modelos de desarrollo basados en las exportaciones y sus divisas referenciadas al dólar. Los bancos centrales, especialmente el de China, han intervenido masivamente en los mercados de divisas para evitar la apreciación de sus monedas, perdiendo el control de su crédito interno y favoreciendo crecimientos de su demanda interna que han acabado presionado sobre la demanda de crudo y han atraído más flujos financieros a los mercados de materias primas. En la primavera de 2008, el fantasma de la estanflación sobrevoló la economía

mundial y varios bancos centrales se acogieron a la ortodoxia monetaria. El caso extremo ha sido el BCE que, sin evidencia suficiente de efectos indirectos sobre precios de bienes y servicios, excluyendo energía y alimentos, y sobre salarios, vio como las expectativas de inflación aumentaban y decidieron aumentar la restricción monetaria para evitar cometer los errores de los años setenta. Las medidas del BCE acentuaron la debilidad del dólar y amplificaron las intervenciones de los bancos centrales de países emergentes en los mercados de divisas, incrementando el crecimiento del crédito y de la demanda de materias primas en estos países. Además, las decisiones del BCE ayudaron a tensionar aún más, los ya de por si tensionados mercados interbancarios y de titulización, acentuando la deflación de activos, lo cual aumentaba la búsqueda de activos libres de riesgo y la llegada masiva de flujos a los mercados de materias primas. Por lo tanto, el BCE, al sacralizar su objetivo doméstico de estabilidad de precios, ha acabado favoreciendo la inflación de materias primas y el trasvase de rentas de los consumidores europeos a los países productores de crudo que es una de las principales causas que explican que la economía europea se encuentre flirteando con la recesión. ■

El petróleo: un activo financiero

Conclusiones

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e lo analizado anteriormente se puede concluir que, habiendo componentes de oferta y demanda que ayudan a justificar una subida de los precios del crudo, los fundamentales financieros han explicado buena parte de la dinámica del mismo en el último año. Sólo así se puede explicar que el precio casi se haya doblado desde julio de 2007 y se haya desplomado el pasado verano. El lunes 23 de septiembre, vencían los contratos de futuros sobre WTI y la quiebra de Lehman ha dejado inoperativas muchas posiciones en el mercado. El volumen de barriles negociados en el mercado de futuros es infinitamente superior al de contado, por lo que, al no haber entregable suficiente, los inversores tuvieron que renovar su posición y comprar el contrato del siguiente vencimiento al precio que fuera. El mercado era ilíquido y el precio aumentó 30$/barril en un sólo día hasta superar los 120 $/barril. Al igual que los organismos reguladores han decidió intervenir y limitar la operativa de las posiciones especulativas vendidas en descubierto sobre acciones de bancos cotizadas en bolsa, para limitar la descapitalización de las entidades es necesario que aumente la supervisión en los mercados derivados de materias primas. Estos mercados son necesarios para un funcionamiento más eficiente de los mercados de contado, pero hay que limitar posiciones especulativas extremas que acaben siendo perjudiciales para la formación de precios y las decisiones de oferta y demanda real de petróleo. Además habrá que confiar en que los chinos acaben con las políticas monetarias expansivas, moderen su ciclo inversor y reduzcan sus subvenciones sobre los precios de los combustibles, lo cual permitiría una menor presión de demanda y una caída ordenada de los precios de las materias primas. Si los precios del petróleo no caen a niveles inferiores a los 80$/barril, el escenario de la economía mundial para los próximos dos o tres años es bastante crudo. ■

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Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es especulación o son fundamentales?

Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es especulación o son fundamentales? Raúl Cardoso Consejero Delegado de PEMEX Internacional España

El precio internacional del petróleo crudo en junio fue 80% superior en términos reales al del mismo mes del año pasado y 30% mayor al anterior récord histórico registrado en enero de 1981, originado durante el Segundo Shock Petrolero con la guerra Irán-Irak. Como consecuencia de la guerra, entre 1979 y 1981 se perdieron 4.5 millones de barriles diarios (mbd) de producción, 2 mbd de Irán y 2.5 mbd de Irak. Ninguno de estos países ha vuelto a producir el volumen que registraron en la década de los setenta.

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orprende el nivel actual de precios porque a pesar de la estrechez prevaleciente entre la oferta y la demanda, el volumen es suficiente. No ha faltado suministro de petróleo como el ocurrido a inicios de los años ochenta con el Segundo Shock Petrolero. A partir de 1981, la OPEP cedió su papel de mayor productor del mundo a la otrora creciente producción No-OPEP. Sin embargo, desde hace casi cuatro años, la producción OPEP ha superado la de la NoOPEP. En el segundo trimestre de este año, la OPEP registró la mayor produc-

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Cuadernos de Energía

ción de su historia con alrededor de 37 mbd. Arabia Saudita, líder del cártel, recientemente se ha comprometido a hacer contribuciones adicionales de medio millón de barriles diarios para este año, bajo la aseveración de que asegurará el suministro adicional si el mercado así lo requiere, con una capacidad de hasta 12.5 mbd para el 2009 y de 15 mbd en los siguientes años. La condicionante de Arabia Saudita y de la OPEP para aumentar la producción solo si la demanda así lo requiere, es lógi-

ca. Ante las expectativas de menor crecimiento económico mundial y ante lo ya ocurrido con la crisis asiática, hace sentido no aumentar la producción si esta no será requerida por el mercado. Hace diez años, la crisis asiática terminó con el crecimiento anual sostenido en un promedio de 0.8 mbd por más de una década, ocasionando una pérdida de 0.4 mbd en 1998. Ese mismo año, en la famosa reunión de Yakarta, la OPEP aumentó su producción en 1.2 mbd, originando así el desplome del precio del crudo a niveles que llegaron a situarlo hasta en un solo

Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es especulación o son fundamentales?

dígito para el caso del crudo pesado. Actualmente, la precaria situación económica internacional ha mermado la demanda y las estimaciones de recuperación para el 2009 tampoco son del todo favorables. La Agencia Internacional de Energía (AIE) prevé un crecimiento mundial de la demanda para 2008 y 2009 de 0.89 y 0.86 mbd, respectivamente, cifras lejanas al promedio anual de crecimiento registrado entre 2002 y 2007 de 1.4 mbd. Entonces, una oferta suficiente para una demanda moderada, difícilmente justifica por si sola precios que duplican a las ya elevadas cotizaciones registradas el año pasado. En búsqueda de respuestas a la vertiginosa escalada de precios, los países consumidores, particularmente Estados Unidos, Gran Bretaña y Japón atribuyen el alto precio a la falta de oferta mundial de petróleo y el difícil acceso a los proyectos de inversión en países con alto potencial petrolero. En cambio algunos grandes productores, junto con gobiernos de países consumidores, responsabilizan a los especuladores de la rápida escalada en precios. Este debate que involucra de uno u otro modo al congreso de los Estados Unidos, a la OPEP, a los países OCDE, a participantes del sector financiero, a consultores especializados y también a los medios de comunicación, es bastante confuso. Una de las razones de semejante confusión en el debate es la falta de claridad en los conceptos usados, como es el de “especulación”. Especulación puede tener distintos significados y en la búsqueda de un culpable al aumento de las cotizaciones, el significado es usado de acuerdo con los intereses que mejor defiendan una hipótesis deter-

minada. El término especulación es usado como sinónimo de manipulación, de irracionalidad económica, de actividad financiera sofisticada y hasta como sinónimo de inmoralidad. La Real Academia define especulación como: una operación comercial que se practica con mercancías, valores o efectos públicos, con ánimo de obtener lucro. Los especuladores en el mercado de futuros buscan obtener lucro de anticipar correctamente cambios en precios de bienes comercializados o instrumentos financieros mediante la compra y venta de contratos futuros y/o de opciones. Los especuladores entonces asumen el riesgo del cambio en el precio y con ello añaden liquidez y capital al mercado de futuros, esto es, la especulación es el motor de los mercados de futuros. Es cierto que se ha registrado una mayor actividad especulativa con los contratos de futuros y opciones de petróleo crudo pero, como veremos, la explicación a la escalada de precios es una combinación de especulación y fundamentales, no hay un único culpable. A partir del colapso inmobiliario de los EEUU, fondos de pensión, bancos de inversión, entre otros inversionistas, buscaron cubrir sus pérdidas accionarias, de tipo de cambio e inflación, diversificando sus portafolios al invertir en bienes o commodites. Así lo muestra, por ejemplo, el Índice de Bienes de Goldman Sachs (GSCI) que se ha triplicado en los últimos dos años. Un buen indicador del movimiento financiero en el mercado internacional del crudo, lo representa la compra y de venta de contratos en el New York Mercantile Exchange (NYMEX). En julio del año pasado se registró el máximo nivel de posiciones abiertas de la historia del contrato de crudo dulce nacido en 1983, con 1,549,425 contratos (cada contrato es por mil barriles). Esto es, el

número total de contratos de compra o venta sin liquidar al 17 de julio del 2007, fue 19 veces superior a la producción mundial de petróleo. Como se muestra en el Gráfico 1, de enero a julio de 2007 existió una elevada relación lineal, más no causal, entre el interés abierto de contratos de crudo en el NYMEX y el precio del crudo (coeficiente de correlación = 0.86). Sin embargo, fue precisamente a partir de julio de 2007, cuando las noticias sobre la crisis hipotecaria comenzaron sonar, que la relación entre el precio y el número de contratos se tornó incluso negativa (coeficiente de correlación = -0.56 de agosto 2007 al 15 de julio de 2008). (Véase Gráfico 1.) El U.S. Commodity Futures Trading Commission (CFTC) segrega a los distintos participantes del mercado en tres grupos: especuladores o también conocidos como participantes no comerciales; en participantes comerciales, que son en general parte de la industria que usa el mercado de futuros para cubrir sus posiciones de riesgo y, finalmente en pequeños participantes. Respecto al volumen total comercializado e incluso respecto al número de contratos de los participantes comerciales, la participación de los especuladores es moderada. La participación de las posiciones netas de contratos de crudo de los especuladores no rebasa el 10% del interés abierto y las posiciones de venta son tres o cuatro veces inferiores a las de los participantes comerciales, mientras que las de compra son hasta siete veces inferiores1. El NYMEX cotiza, entre otros bienes, crudo, heating oil y gas natural, el precio de todos estos energéticos ha aumentado constantemente desde 2007, pero las posiciones netas de los especuladores han mostrado cambios moderados e

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Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es especulación o son fundamentales?

Gráfico 1

Fuente: U.S. Commodity Futures Trading Commission. EIA DoE.

incluso divergentes a la tendencia de las cotizaciones, como en el caso de los contratos de gas natural. Esta falta de relación, resta evidencia a la relación directa entre especulación y precio del crudo, para este periodo, como se aprecia en los Gráficos 2 y 3.

determinada por el rápido crecimiento económico que por el nivel de precios, particularmente las asiáticas, donde a la baja elasticidad precio de la demanda se suman políticas de subsidios al consumo de productos refinados. Este panorama de creciente demanda, contrasta con la baja capacidad excedente de petróleo y las dificultades para que nueva oferta pueda satisfacer a la demanda esperada. Estas expectativas constituyen la razón primordial del alto nivel de precios. La decisión de los productores para aumentar su tasa de producción o no hacerlo, está en función de sus expectativas respecto al nivel de precios. Si los precios esperados de su crudo sin extraer son mayores a los precios actuales, entonces al tratarse de un bien no renovable decidirán almacenarlo, dejándolo bajo tierra, para venderlo con un premio en el

Gráfico 2. Precios

Con la información mostrada se deduce que no hay evidencia suficiente para afirmar que la especulación ha ocasionado por si sola un aumento de hasta 70% al precio del petróleo, como se llegó a afirmar recientemente en el Congreso de los Estados Unidos. Los mercados financieros han permitido incorporar las expectativas futuras de precios al precio actual. Expectativas sobre el crecimiento de la demanda impulsado por las economías en desarrollo, donde la demanda está más bien

Fuente: U.S. Commodity Futures Trading Commission. EIA DoE.

1 CFTC define a los especuladores como aquellos individuos que no producen petróleo, pero arriesgan su propio capital para invertirlo en contratos futuros con la finalidad de conseguir ganancias del cambio en precios.

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Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es especulación o son fundamentales?

Gráfico 3. Posiciones netas especuladores (contratos)

Fuente: U.S. Commodity Futures Trading Commission. EIA DoE.

futuro. Este caso es similar al que ocurre cuando la estructura de los contratos futuros es positiva o se encuentra en contango e incentiva al almacenaje de crudo. Además del constante aumento en la demanda, las expectativas futuras incorporan al precio actual la decepcionante producción No-OPEP, que excluyendo a la Ex-URSS, al 2007 ha acumulado cinco años continuos de disminuciones. Las expectativas de producción No-OPEP para este año y el 2009 son muy divergentes. Los analistas más optimistas añaden medio millón de barriles diarios de producción; los menos estiman una reducción de trescientos mil barriles día. A tales expectativas de oferta contrasta

el consenso sobre demanda creciente. Se prevé que los países No-OCDE mantendrán durante los siguientes años un crecimiento superior a 1.2 mbd. Si a esta expectativa de estrecho balance mundial de petróleo agregamos la inestabilidad geopolítica en Irán, Irak, Nigeria, entre otros países, así como eventos climatológicos como huracanes, entonces al ya elevado nivel de precios dado por la incorporación de las expectativas, se le debe añadir o sustraer, según sea el caso, un premio derivado de la volatilidad. Existen propuestas para aumentar la regulación en los mercados de derivados financieros y con ello reducir la escalada en el nivel de precios. Efectivamente la

mayor regulación podría limitar el volumen especulativo comercializado, pero difícilmente cambiará las decisiones de los productores y más difícil aún, si no imposible, es que la menor actividad especulativa modifique los fundamentales del mercado internacional de petróleo. Los especuladores no crean fundamentales, ellos reaccionan comprando o vendiendo contratos y derivados financieros de acuerdo con sus expectativas sobre los acontecimientos del mercado internacional del petróleo. Aunque no se cuenta con información suficiente para afirmar que la especulación ha originado un aumento precio cercano al 70%, se podría usar el Índice de Impacto Petrolero (IIP), como aproximación para calcular la incidencia de los especuladores y la volatilidad en el nivel actual de precios. El IIP constituye un buen indicador sobre la propensión de que una economía dada entre en recesión a partir de mayores niveles de precios del petróleo. Si mediante IIP obtenemos el precio al cual la economía entre en recesión, o en otras palabras, si obtenemos el máximo precio de equilibrio, entonces la diferencia entre ese precio máximo y el observado podría constituir el monto que especulación y volatilidad se han añadido al precio2. El Gráfico 4, muestra el IIP para Estados Unidos, el Mundo y China desde 1980 al 20103. El nivel de IIP registrado en 1980 representa el impacto que tuvo el Segundo Shock Petrolero sobre la economía mundial4. Si se calcula el precio anual promedio requerido en 2008 para que nuevamente el IIP alcance el nivel registrado

2

El Índice de Impacto Petrolero (IIP) se obtiene de dividir el costo del consumo de petróleo entre el PIB.

3

Se calcula el IIP con los datos más recientes del 2008 y las estimaciones para 2009 y 2010 de la AIE y el DoE.

4

De acuerdo con el National Bureau of Economic Resarch, la economía norteamericano estuvo en recesión de enero de 1981 a noviembre de 1982.

Cuadernos de Energía

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Precios récord en el mercado internacional de petróleo ¿Es especulación o son fundamentales?

Gráfico 4. Índice del Impacto Petrolero

menor tensión geopolítica alrededor de Irán ha ocasionado una disminución de 16 US$/b del precio del WTI. La elevada volatilidad dificulta la planeación y entorpece las decisiones de inversión que son fundamentales para aumentar la capacidad tanto del downstream como del upstream de la industria petrolera internacional.

Fuentes: Fondo Monetario Internacional, Anuario Estadístico BP, estimaciones de la Agencia Internacional de Energía y el Departamento de Energía de los EEUU.

en 1980-1981, éste se ubicaría en alrededor de 110 US$/b, para el caso de China y de 120 a 140 US$/b para el caso de EEUU y el Mundo.

podrían ser explicados tanto por especulación, como por volatilidad, esto es, existe un 32% de sobreprecio respecto al equilibrio máximo de 110 US$/b.

Al 22 de julio el WTI ha promediado 114 US$/b y ya se observan signos de crisis económicas en algunos países y significativas disminuciones en la demanda, particularmente de los países OCDE, para los cuales la AIE estima una reducción en la demanda de 0.50 mbd para 2008 y de 0.58 mbd para 2009. Asumiendo un promedio para 2008 de 110 US$/b como máximo precio de equilibrio para que la economía mundial no entre en recesión y comparándolo con el precio récord del WTI de 145.31 US$/b, registrado el 3 de julio pasado, entonces queda un espacio de 35.31 US$/b. Esos 35.31 US$/b que superan el máximo posible de equilibrio

Más preocupante que el monto de la especulación y la búsqueda se sofisticados mecanismos para limitar las actividades especulativas, debería ser el procurar un mercado internacional de fundamentales que permitan atenuar las expectativas relativas a la escasez de petróleo. Expectativas que se suman y agudizan la volatilidad generada recientemente por los eventos geopolíticos en Irán. El pasado 6 de junio el WTI aumentó 10.75 US$/b ante la declaración del ministro del transporte de Israel, respecto a la posible intervención bélica sobre la infraestructura nuclear de Irán. Poco más de un mes más tarde, entre el 15 y el 18 de julio, la

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Cuadernos de Energía

La volatilidad también constituye un buen incentivo para la actividad financiera y especulativa. Eventualmente, los mercados financieros han logrado incorporar con mayor velocidad las expectativas futuras y con ello ajustar de manera inmediata el nivel de precios para evitar una posible escasez de hidrocarburos e incluso motivar el uso racional de los mismos. Tal parece que se conseguiría un mercado más estable, si el esfuerzo diplomático de los políticos fuera canalizado a la solución de conflictos geopolíticos más que a la sobreregulación financiera. Tan solo por citar un ejemplo, una mayor estabilidad política en Irak e Irán enfocada a recuperar la producción de los años setenta, representaría un aumento de aproximadamente 3 mbd sobre el volumen producido actualmente por ambos países. El aumento posible para Irak sería de 1.3 mbd, comparado con los 3.5 mbd producidos en 1979 y para Irán de 1.7 mbd respecto a los 6 mbd producidos en 1974. Sin duda un aumento en la capacidad excedente de petróleo sería una medida contundente contra la inestabilidad del mercado petrolero y financiero internacional. ■

Energía y mercado

Energía y mercado Vicente López-Ibor Mayor Presidente del Estudio Jurídico Internacional. Ex Consejero de la Comisión Nacional de Energía.

L

a energía incorpora una permanente paradoja. Todas y cada una de las energías primarias (petróleo, gas, carbón, nuclear, incluso algunas renovables), son criticadas, por razones diversas –y a veces simultáneas-: su impacto ambiental; motivos de seguridad; su contestación social; su insuficiencia técnica… Sin embargo “paradójicamente” existe unanimidad en un aspecto: todo el mundo quiere tener electricidad. Nadie quiere que falle el interruptor al pulsarlo. Nadie quiere renunciar a ese milagro tecnológico que es la luz artificial, que asegura el funcionamiento de múltiples procesos, equipos, instalaciones y servicios. Nadie desea que su ordenador deje de funcionar, y no digamos que se paralice el servicio de cuidados intensivos de un hospital por dichas causas. La energía, como el agua y otros servicios esenciales, es un derecho de los ciudadanos, cuya gestión se confía crecientemente a operadores privados, en busca de la mejor eficiencia. Pero la energía, como las telecomunicaciones y otros servicios económicos, es también una actividad que

puede y debe organizarse en mercados competitivos, pero regulados, por disponer de redes únicas de paso, que obligan a asegurar la transparencia y no discriminación en las transacciones comerciales. La energía es un sector fundamental para el desarrollo y crecimiento económico, cuya significación se acentúa o agrava, además, en los casos como España y la Unión Europea, de fuerte dependencia exterior.Y no cabe olvidar que el petróleo prosigue su ya muy elevada alza de precios. Por ello, la Unión Europea debe afrontar los próximos años, numerosos retos energéticos que podrían sintetizarse en dos ideas y objetivos: adoptar, de una vez por todas, una verdadera política energética, como marco de interrelación entre seguridad de los aprovisionamientos, promoción de la sostenibilidad e impulso a la competitividad interior y exterior.Y avanzar en la necesaria viabilidad de un mercado energético, que adolece aún de demasiadas interferencias políticas, y desequilibrios.

De ello, precisamente, venimos siendo testigos en España, durante estos últimos años. Las batallas empresariales encaminadas a adquirir el control de algunas de las principales empresas, ha puesto de relieve tanto las ventajas del proceso liberalizador español, como algunas de sus más graves contradicciones -la falta de igualdad de trato a los operadores en unos países y otros de la Unión Europea, y la interesada confusión entre libre circulación de capitales y mercancías, o la dificultad de liberalizar sin privatizar, pueden ser buenos ejemplos- cuando se trata de advertir que el mercado español, como el ibérico (o como cualquier otro nacional de la UE) es una “parte esencial” del mercado europeo. En España, los sectores eléctrico y gasista continuarán su reestructuración empresarial, y el mercado eléctrico deberá superar algunas deficiencias importantes y, sobre todo, resolver el preocupante déficit tarifario. El déficit tarifario se ha convertido en España en uno de los aspectos claves del

Artículo publicado en el Financial Times el 11 de junio de 2008, bajo el título “Energy needs a market without interference”. Cuadernos de Energía

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Energía y mercado

futuro del sistema eléctrico. La sucesiva acumulación en los últimos años de enormes desfases entre el coste de la producción de energía eléctrica suministrada a tarifa y los ingresos percibidos de los usuarios que no han acudido al mercado liberalizado, supone una enorme carga económica sobre el sistema que difícilmente puede seguir imputándose sobre las espaldas de las generaciones futuras, más aún cuando las previsiones de la evolución del precio de las materias primas energéticas no permite vislumbrar la posibilidad de un descenso en el coste de la producción eléctrica. El Gobierno debe afrontar sus responsabilidades normativas y definir un nuevo marco regulatorio. La solución del déficit tarifario sólo es posible en un contexto en donde no sólo se actualicen sin restricciones políticas las tarifas de los usuarios o consumidores, adaptándolas al coste de producción real de la electricidad con todo lo que eso supone, sino que igualmente se lleven cabo los necesarios ajustes del mercado que eliminen, donde las haya, conductas que se aprovechen inadecuadamente de situaciones de dominio, restricciones técnicas o discriminaciones. En cualquier caso, afrontar de forma decidida este problema es asumir el mercado con todas sus consecuencias; en la internalización de los costes ambientales,

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Cuadernos de Energía

como el CO2; en la eliminación de las trabas sociales o políticas existentes sobre determinadas tecnologías; en la transmisión al consumidor del coste de las externalidades derivadas del uso de fuentes de energía limpias; en la desaparición de una política tarifaria no justificadas en un mercado abierto y competitivo; en el impulso decidido por la interconexión internacional. Pues, al margen de cualquier planteamiento técnico o político, la peor de las situaciones es, como sucede en el presente caso, situar al sistema eléctrico nacional en tierra de nadie, abierto al fuego cruzado de un mercado ilimitado y de un proteccionismo injustificado, pues las posibilidades de salir indemne de tal situación son muy escasas. Por otro lado, es necesario resolver en el futuro inmediato la mejora y ampliación de las infraestructuras energéticas y, de manera muy especial, el de las interconexiones eléctricas y gasísticas con Francia, de conformidad con una auténtica política de redes transeuropeas para proyectos prioritarios vigente desde el Tratado de Maastricht en 1992. La mejora del ahorro y la eficiencia energética, perfeccionando el esquema del Plan 2008-2012, y el continuado esfuerzo en favor del desarrollo de las energías limpias a través de un marco regulatorio adecuado, como el que es necesario dictar antes de octubre para garantizar el futuro

del sector fotovoltaico, o las medidas en el régimen eólico y la biomasa, serán otros ejes de nuestra acción energética. Por todo ello, es preciso también abrir, en este período, un debate transparente y riguroso sobre la energía en España. Un debate público, con participación naturalmente de los grupos políticos, pero también de los expertos, y la sociedad civil.Y, por supuesto, no eludir la cuestión nuclear, imprescindible, a mi juicio, en el mix energético español, cuando además en pocos años finaliza la vida útil de varias de las centrales españolas. Y no hay que olvidar que ese debate lo suscitó ya Loyola de Palacio, cuando ocupó la Vicepresidencia de la Comisión Europea encargada de Energía. En el marco de ese debate pienso que sería deseable propugnar una nueva Ley sobre la Energía, que integrara en un solo texto las leyes sectoriales (electricidad, hidrocarburos, nuclear), existentes e incorporar, también, como Títulos propios de esa Ley, el ahorro y la eficiencia energética y, algo cada vez más importante hacia el futuro y bastante olvidado, el I+D en el ámbito energético. Una Ley integradora y completa que permita encuadrar el debate energético que una sociedad moderna, como España, necesita. ■

Alemania: regulación por incentivos en el sector de la electricidad

Alemania: regulación por incentivos en el sector de la electricidad Juergen B. Donges Director del Instituto de Política Económica de Colonia

E

n el contexto de la política de liberalización del sector eléctrico y gasista, Alemania ha adaptado, en julio de 2005, su Ley del Sector de la Energía a las Directivas de la Unión Europea de 2003 y 2004. La Unión Europea, comprometida con la creación del mercado único en el sector energético de red, quiere utilizar el vehículo de la competencia para lograr un sumistro adecuado, fiable y de calidad al mínimo precio para los usuarios. Es un planteamiento que se inspira intelectualmente en la propuesta conceptual del gran economista liberal austríaco Friedrich A. von Hayek (Premio Nobel de Economía, 1974) de utilizar la competencia como “vehículo para el descubrimiento” de nuevas oportunidades económicas y de vías para la solución de problemas. El sector de la energía es una piedra angular de la infraestructura de una economía, y de su eficiencia depende en gran medida tanto el ritmo de crecimiento de la agricultura, la industria y los servicios como el nivel de bienestar para la sociedad en su conjunto. Para promover dicha eficiencia económica, es conveniente hacer uso de la competencia en los mercados energéticos; no hay en la realidad un mecanismo mejor.

E

l cambio paradigmático de la ley alemana consiste en la introducción de un nuevo modelo de regulación de las tarifas de acceso a la red (transporte de electricidad y gas). Se va a pasar de la clásica regulación de precios en base de los costes a una regulación por incentivos (Anreizregulierung). Para ello, el regulador alemán (la Agencia Federal de los Servicios de Red, que también tiene la potestad regulatoria en telecomunicaciones, correos y ferrocarriles) establece una

senda máxima para la evolución de los ingresos de la compañía, habida cuenta de la tasa de inflación esperada y de los impuestos de sociedad y las cotizacione sociales; el regulador cuantifica de antemano un objetivo de incremento de la productividad total de los factores y fija el tipo de rendimiento que debe debe devengar el capital propio invertido en la ampliación de las redes, acorde con el riesgo de mercado y el coste de oportunidad del capital. Otros países europeos

(Gran Bretaña, Holanda, Noruega, Austria, Suecia, en este orden cronológico) ya vienen aplicando un patrón regulatorio similar, en diferentes variantes y con resultados variados; lo mismo que Australia (para Nueva Gales del Sur) y Estados Unidos (para Massachusetts). Tras haberse realizado numerosos estudios pormenorizados y análisis econométricos para que el regulador pueda configurar adecuadamente el mecanismo de la

Cuadernos de Energía

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Alemania: regulación por incentivos en el sector de la electricidad

regulación por incentivos, éste entrará en vigor el próximo 1 de enero de 2009. Se aplicará, con los parámetros establecidos por el regulador, durante un período de cinco años, al que seguirán períodos plurianaluales que con arrego a la ley pueden variar entre dos y cinco años. El objetivo final es alcanzar condiciones de competencia incluso en aquellos segmentos de la cadena de oferta que como el transporte de electricidad por la red de alta tensión o el transporte de gas por gasoductos de larga distancia reúnen las condiciones de un monopolio natural. Desregulación del sector eléctrico Desde que quedó desregulado en Alemania el sector eléctrico (a partir de 1999), operan a modo de oligopolio cuatro grandes compañías integradas verticalmente, desempeñando todas las actividades del mercado (generación, transporte, distribución): RWE en la parte occidental del país, EnBW en el suroeste, E.on en medio de ambos en el norte y el sur,Vattenfall en el este. Estas cuatro compañías de hecho diponen de un enorme poder de mercado a nivel regional porque allí son propietarias de la red eléctrica de alta tensión al 100 por 100 y son generadoras del 80% de la electricidad producida en Alemania. Existen además otros 900 gestores de red, pero éstos sólo operan a nivel local y, por consiguiente, no constituyen una opción para que los productores y los usuarios de la electricidad tengan una libertad total de elección. Para nuevos oferentes de electricidad es difícil penetrar en el mercado de las redes de alta tensión, dadas las barreras naturales de entrada (‘costes hundidos’). Por eso, la desregulación de un sector con estas

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Cuadernos de Energía

caraterísticas tiene que ir acompañada de una reregulación que promueva la competencia en los mercados, garantizando el acceso de terceros a la red a un peaje objetivo (en función de costes) y no discriminatorio. En Alemania, la Administración en su dia no rereguló sino se conformó con un acuerdo entre las diversas asociaciones empresariales que representan el secor eléctrico en el que se prometía la apertura de la red de transporte a terceros sin discriminación alguna. No ha funcionado. En los últimos años se ha puesto de manifiesto lo que explica todo manual de economía que contemple la teoría de los monopolios u oligopolios: que el poder de mercado facilita holgados beneficios sin que uno tenga que ser demasiado emprendedor; no estimula ni la innovación, ni la mejora de la productividad, ni el control de los costes, ni la ampliación de la capacidad de generación y transporte con arreglo al desarrollo de la demanda energética. Si ha habido mejoras de eficiencia, el usuario no las ha percibido. Al contrario, tras la desregulación del sector eléctrico, los precios sólo han bajado transitoriamente, para luego subir imparablemente, ya descontado el efecto del encarecimiento del petróleo. El coste del transporte de electricidad en el precio final es aproximadamente un 30%. Con este peso, la competencia que existe en la comercialización no puede incidir sobre los precios de electricidad en la forma deseada (habida cuenta también de los diversos impuestos que gravan el uso de electricidad y que son trasladados a los usuarios). Era consecuente, pues, que el Estado desconfiara del buen com-

portamiento del oligopolio y se haya decidido a regular la competencia en el transporte. Regulación e interferencias políticas Habrá que ver si la regulación por incentivos tiene los efectos apetecidos. Lo que preocupa es que las tareas de diseño del mecanismo no se han podido llevar a cabo por el regulador de un forma estrictamente analítica, sino han sido interferidas una y otra vez por los políticos, concretamente los gobiernos de los estados federados. Por ejemplo, el objetivo de la productividad había sido cuantificado por el regulador en un incremento del 2,54% al año; finalmente la Cámara Alta (de representación regional) lo lo bajó al 1,25% anual durante el primer período regulatorio y lo dejó en el 1,5% para el peróiodo posterior. Para el rendimiento del capital propio invertido en nuevas inversiones, el regulador quería conceder el 7,82% (antes de impuestos); pero debido a presiones políticas de última hora tuvo que fijarlo en el 9,29%. Resulta pues, que dos variables esenciales para los incentivos han sido distorsionadas. Por consiguiente, los esfuerzos de las empresas para elevar la eficiencia económica tanto en términos estáticos (mejora de la asignación de recursos) como en términos dinámicos (innovación tecnológica) serán menos intensivos de lo deseado. Lo que sí está bien concebido y preparado es la regulación de la calidad del suministro de electricidad. El objetivo es impedir que las compañías eléctricas caigan en la tentación de reducir los costes mediante una cierta permisividad respecto del mantenimiento de la continuidad del

Alemania: regulación por incentivos en el sector de la electricidad

suministro y de la estabilidad de la frecuencia y tensión en los diferentes puntos de la red. Conseguirían un aumento en la eficiencia económica relevada, pero esta ganancia tendría un valor dudoso y sería a todas luces inaceptable. La eficiencia económica y los aspectos técnicos de la fiabilidad del sistema no deben estar reñidos, sino pueden equilibrarse en grado razonable. El método que se aplicará para asegurar una elevada calidad del suminstro tiene dos dimensiones: Por un lado, un parámetro de la calidad ha sido incorporado en la fórmula que se utiliza para cuantificar la senda de los ingresos de tal forma que para cada compañía el tope de estos ingresos se eleva si la calidad es buena y se reduce si la calidad no es lo suficientemente buena. Esta claro que la aplicación de esta fórmula requiere datos fiables, pero el regulador dispone de procedimientos para lograrlos (la ley obliga a las compañías a informar correctamente). Por otro lado, se van a establecer unos presupuestos para la inversión de mantenimiento en las capacidades instaladas y para la inversión de modernización y ampliación de capacidades. Estas inversiones son extremadamente intensivas en capital, por lo que es lógico que las empresas puedan realizarlas sin que ello lastre la senda de los ingresos establecida. La compañías eléctricas pueden presentar al regulador al comienzo del período regulatorio sus presupuestos de inversión, y el regulador decidirá si los aprueba completamete o con recortes y condiciones.Tendrá que tener mucho cuidado de no restituir por completo los costes de inversión de capacidades ineficientes. Pues la conservación de tales capacidades sería contraproducente para las necesidades de cambio estructural que haya dentro y entre las compañías del sector.

El futuro de la política de competencia Una vez configurado e implementado el mercanismo de regulación por incentivos, ha surgido un nuevo foco de debate sobre la futura política de competencia frente a las cuatro compañías del oligopolio eléctrico: el pro y el contra de una separación jurídica y patromonial entre la gestión del transporte por un lado y las actividades de generación y comercialización por el otro. En el punto de mira está la estructura de incentivos que guían a las empresas. Para una compañía que es propietaria de la red en principio siempre hay una tentación de ponerle trabas a competidores que quieran usar su red. En cambio, un operador independiente de la red de transporte tiene un gran interés de que sean muchos los generadores de electricidad que accedan a la red, de modo que el grado de utilización sea óptimo y los beneficios resulten satisfactorios. La solución contundente consiste en la separación de la propiedad y la creación, a nivel nacional, de un gestor del sistema de la red, de la cual éste sería el nuevo propietario. Diversos países europeos, entre ellos España, practican esta separación. El gobierno alemán aún es reacio a dar este paso, alegando entre otras cosas que la Constitución alemana (artículo 14 de la Ley Fundamental) proteje el derecho de la propiedad privada; se pueden expropiar los activos de una compañía en cumplimiento de un interés público, pero sólo a cambio de una indemnización a precio de mercado que ha de establecerse de antemano por ley. El coste presupuestario sería enorme.Tal vez, el gobierno también haya pensado hasta ahora de actuar en

consonancia con las grandes eléctricas, lo cual sería criticable, pues no son los intereses de estas compañías (por obtener buenos beneficios) las que debieran de contar, sino los intereses de la economía en general y de los hogares en particular (en obtener el suministro de electricidad al coste más bajo posible y con buena calidad). Los sindicatos alemanes también se oponen a la separación porque temen una posible pérdida de puestos de trabajo. Así las cosas, fue grande la sorpresa del gobierno federal, y el enfado de la canciller, cuando de repente E.on anunció el pasado mes de febrero estar dispuesta a vender su red de alta tensión (de unos 10.000 Km de longitud) y proponer a las otras tres compañías del oligopolio a integrar sus redes de transporte en una operadora nacional de red. Parece ser que E.on, que había rechazado la separación patrimonial desde que se inició este debate, ahora ha cambiado de criterio, no desinteresadamente sino a cambio de evitar una sanción con un importe millionario por parte de la Comisión Europea por un supuesto comportamiento ilícito en otro asunto (lo que ha logrado, condicionado a la venta de su red en un plazo de dos años). Separación patrimonial y mercado eléctrico La Comisión Europea ha tenido en cuenta las susceptibilidades políticas del gobierno alemán (por cierto también unas similares del gobierno francés) y aboga por la separación, pero sín que las grandes compañías tengan que deshacerse de sus activos de red; para ello la Comisión propone, como modelo aplicable en toda la UE, que la red sea gestio-

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Alemania: regulación por incentivos en el sector de la electricidad

nada por un operador independiente (Independent System Operator). Pero es dudoso que este modelo sea eficaz para promover la competencia. Al menos no hay garantía alguna de que las compañías eléctricas dejarían operar con aboluta independencia al gestor de la red y tampoco que el operador independiente tendría suficiente fuerza para obligar a las empresas a que realicen las inversiones adecuadas para el mantenimiento y la ampliación de la red. Recientemente, el debate político en Alemania empieza a decantarse por la separación patrimonial como perfecciona-

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Cuadernos de Energía

miento de la regulación por incentivos. El gobierno ya no la descarta. No habría expropiaciones (sólo el partido socialistacomunista La Izquierda exige la nacionalización de las redes), sino se iría por el camino de la venta de las cuatro redes en el mercado y el establecimiento de una entidad de red nacional como sociedad anónima. El Estado no participaría en el capital social. La idea es que empresas privadas alemanas emblemáticas de otros sectores (digamos Deutsche Bank, Allianz, Siemens, Krupp) entrarían en el negocio con una mayoría participativa. Lo que no le gustaría al gobierno es que invertieran en la nueva entidad operadora de la red

inversores financieros extranjeros, incluidos los Fondos Soberanos de Inversión de los países emergentes; también en Alemania numerosos dirigentes políticos practican el mal llamado ‘patriotismo económico’ cuando de sectores considerados estratégicos se trata. Claro está que a inversores procedentes de otros países de la UE el gobierno no podría impedir que se convertieran en accionistas, dada la normativa comunitaria sobre la libertad de los movimientos de capitales en el mercado único. Sea como fuere, lo que al final del día verdaderamente cuenta es que avancemos en la constitución de un mercado eléctrico competitivo. ■

Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión Pat Concessi Responsable Global de Cambio Climático. Deloitte Touche Tohmatsu Robin Cohen Socio. Deloitte & Touche LLP Jeremy Luciw Consultor Senior. Deloitte & Touche LLP

E

xiste un amplio consenso sobre el cambio climático en cuanto a que se trata de una realidad y que es necesario actuar rápidamente para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y atenuar así el impacto negativo sobre nuestro entorno. En diciembre de 2007, los 180 países reunidos en la Conferencia de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático celebrada en Bali (Indonesia) acordaron que, para abordar el problema del cambio climático, era necesaria una acción internacional coordinada. Los gobiernos nacionales están buscando un sustituto del Protocolo de Kioto para cuando éste expire en 2012; sin embargo, es poco probable que surja un mecanismo de política verdaderamente global en un futuro próximo. Los responsables de las políticas aceptan los regímenes de comercio de derechos de emisión como una herramienta eficaz que ofrece un enfoque basado en el mercado y de menor coste para la reducción de las emisiones. Los regímenes que incluyen proyectos de compensación en los mercados menos desarrollados se consideran una herramienta clave para promover el traspaso de riqueza y tecnología a los países en desarrollo, en los que las emisiones de gases de efecto invernadero están aumentando rápidamente, aunque sus emisiones per capita se mantengan aún en un nivel bajo, y donde los gobiernos carecen de los recursos financieros necesarios para desarrollar programas de reducción de gran alcance.

M

ovidos por consideraciones sobre el riesgo soberano, los gobiernos están diseñando regímenes nacionales o regionales de comercio de emisiones que satisfagan los objetivos de las políticas locales.

Es cada vez más probable que, en un futuro cercano, en lugar de contar con un único régimen global de comercio de derechos de emisión, exista un mosaico de regímenes, ya que actualmente ya están en marcha o se están desarrollando

varios programas de carácter obligatorio o voluntario. Muchos gobiernos implicados en el desarrollo de estos regímenes quieren vincular su sistema con el de otros países a fin de beneficiarse de las ventajas de un mercado más amplio.

Cuadernos de Energía

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Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

No todas las empresas han desarrollado la misma capacidad para negociar en los mercados de derechos de emisión. En Europa, por ejemplo, las empresas tienen, en general, mayor capacidad como resultado de su experiencia con el Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión (RCCDE). No obstante, adaptarse a un entorno en el que los sistemas están vinculados supondrá mayores retos y oportunidades para la mayoría de las empresas, ya que éstas deberán enfrentarse a consecuencias de tipo estratégico y operativo. Este documento presenta:

●

Una visión general de las consecuencias de vincular estos sistemas.

●

Las consecuencias de vincular los sistemas de comercio de derechos de emisión para las empresas.

Sistemas de comercio de derechos de emisión y sus vínculos Actualmente existen o se están desarrollando varios regímenes de comercio de derechos de emisión (ETS, por sus siglas en inglés) (Figura 1). Estos regímenes se pueden clasificar en dos categorías: ●

●

Una visión general de los sistemas de comercio de derechos de emisión y las formas en que pueden vincularse.

que deben entregar al gobierno una cantidad de derechos de emisión equivalente a sus emisiones. Los derechos se asignan o subastan entre los participantes en el mercado. Las entidades que reducen sus emisiones por debajo del límite impuesto pueden vender los derechos no utilizados a otros participantes en el mercado que carezcan de oportunidades económicas para reducir las emisiones hasta el límite impuesto. Éste es el sistema utilizado por el RCCDE (Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión) y por la Iniciativa Regional sobre Gases de Efecto Invernadero en EE.UU. (RGGI, por sus siglas en inglés).

Sistemas de límites y comercio de emisiones: Según estos sistemas, el gobierno establece un límite máximo de emisiones para las entidades sujetas,

●

Sistemas de créditos por reducción de emisiones: Según estos sistemas, las

Figura 1. Propuestas y desarrollo de ETS regulados

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Cuadernos de Energía

Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

entidades que no están reguladas por un régimen de límites y comercio emprenden voluntariamente proyectos de reducción de emisiones. Estos proyectos reducen las emisiones por debajo de un nivel de referencia considerado “habitual”. El proyecto recibe créditos por reducción de emisiones que pueden venderse a entidades reguladas por un sistema de límites y comercio de emisiones. Los programas “Mecanismo de Desarrollo Limpio” (CDM, por sus siglas en inglés) e “Implantación Conjunta” (JI, por sus siglas en inglés) son ejemplos de estos

sistemas de créditos por reducción de emisiones. Muchos países y regiones, entre ellos Australia, Nueva Zelanda, Canadá (y los mercados regionales de Alberta y Columbia Británica), Estados Unidos (y los mercados regionales que participan en la Iniciativa Climática de los Estados del Oeste –WCI, por sus siglas en inglés– en la RGGI y en California), están creando regímenes de comercio de derechos de emisión cuya puesta en marcha está prevista a lo largo de los próximos cinco años (Figura 1). Estos regímenes se diseñan

con el objetivo de abordar los problemas nacionales y regionales, mediante la definición de diversos criterios como, por ejemplo: ●

Cobertura geográfica

●

Intensidad del límite de emisiones

●

Sectores industriales incluidos

●

Gases de efecto invernadero incluidos

●

Existencia de un límite para los precios y nivel de dicho límite

Tabla 1. Diferencias en las características de los programas entre los ETS existentes Característica

RCCDE

CDM y JI

RGGI

Tipo de sistema

Sistema de límites y comercio de emisiones

Sistema de créditos por reducción de emisiones

Sistema de límites y comercio de emisiones

Fecha de inicio

2005

2005

2009

Cobertura geográfica

Unión Europea

Países en desarrollo de todo el mundo

Grupo de estados del noreste de EE.UU.

Sectores cubiertos

Grandes instalaciones industriales Existe una amplia gama de intensivas en energía, como proyectos de compensación. plantas de producción de hierro y acero, cemento, cristal, cerámica, celulosa y papel, centrales eléctricas y refinerías.

Centrales eléctricas con una capacidad equivalente o superior a 25 MW y que el 50% de su combustible procede de fuentes fósiles.

Gases cubiertos

CO2, CH4, N2O, PFC, HFC, SF6

CO2, CH4, N2O, PFC, HFC, SF6

CO2

Objetivos

Objetivos absolutos

Sin objetivos

Objetivos absolutos

Asignación frente a subasta

Depende del país. En la Fase II se permite subastar un máximo de un 10%.

Ninguna de las dos opciones. Los créditos se crean mediante proyectos de compensación.

Depende del estado. La mayoría de los estados han declarado que subastarán más del 80% de sus derechos.

Sistemas de seguridad

No existen disposiciones sobre sistemas de seguridad.

No se aplica, ya que no existen requisitos obligatorios de reducción.

Múltiples sistemas de seguridad que permiten un mayor uso de las compensaciones a medida que aumentan los precios.

Acumulación de derechos

Acumulación permitida en los años comprendidos en los periodos de compromiso.

No se aplica, ya que no existen requisitos obligatorios de reducción.

Acumulación ilimitada.

Cuadernos de Energía

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Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

●

Tratamiento de fugas

●

Proyectos de compensación (de reducción de emisiones) cualificados

●

Origen geográfico de los proyectos de compensación

●

Acumulación y préstamo de derechos de emisión

●

Grado de regulación

●

Presentación de información sobre emisiones y verificación

●

Cumplimiento y aplicación de las normativas

Cada vez es más probable que los organismos reguladores vinculen los regímenes existentes y las propuestas de regímenes de comercio de emisiones, permitiendo a los participantes en el mercado cubiertos por un sistema cumplir sus obligaciones utilizando los derechos de emisión o créditos de otro sistema. Los vínculos podrían ser directos o indirectos: ●

El vínculo directo se produce cuando un sistema de límites y comercio reconoce los derechos de emisión de otro sistema de límites y comercio.

●

El vínculo indirecto se produce cuando dos sistemas de límites y comercio reconocen los créditos de un sistema común de créditos por reducción de emisiones (Figura 2).

Puesto que los gobiernos regionales y nacionales crean sistemas adaptados a su 1

situación particular, las diferencias en cuanto a sus características específicas pueden dificultar la vinculación entre dichos sistemas. Por ejemplo, las diferencias relativas a los criterios de aceptabilidad de las compensaciones pueden limitar el traspaso de ciertos créditos de emisiones entre mercados vinculados. Algunas características de los regímenes se traspasan automáticamente entre mercados vinculados como, por ejemplo, las disposiciones sobre sistemas de seguridad, compensaciones, y acumulación y préstamo de derechos1. Un factor esencial será la calidad de la verificación de los créditos de compensación. Los mercados con sistemas de límites y comercio que

acepten créditos de un régimen de créditos por reducción de emisiones querrán cerciorarse de que los créditos han sido verificados conforme a una norma que garantice que representan reducciones reales y adicionales a lo que se habría logrado sin el proyecto, y que los responsables de la verificación son independientes de los responsables del desarrollo del proyecto de compensación en cuestión. La capacidad para validar si un crédito representa una reducción adicional de emisiones plantea un auténtico reto, ya que requiere realizar una estimación hipotética del nivel de emisiones que se habría alcanzado si el proyecto no se hubiera desarrollado.

Figura 2. Distintos tipos de vínculos entre ETS

Fuente: Extraído de Stavins, Robert, and Judson Jafffe, 2007,“Linking Tradable Permit Systems for Greenhouse Gas Emissions: Opportunities, Implications, and Challenges”; IETA. © Deloitte & Touche LLP y entidades asociadas.

Stavins, Robert, and Judson Jafffe, 2007,“Linking Tradable Permit Systems for Greenhouse Gas Emissions: Opportunities, Implications, and Challenges”; IETA.

Este enfoque es particularmente eficaz cuando se vincula un sistema de límites y comercio con un sistema de créditos por reducción de emisiones. Por ejemplo, un informe económico publicado recientemente sugería que si Estados Unidos implantara un ETS tal como dispone el Proyecto de Ley Lieberman-Warner, en 2015 los precios del CO2 se situarían en un rango aproximado de 35-40 USD por tonelada. Sin embargo, si las empresas estadounidenses pudieran comerciar en el mercado de CDM (Mecanismo de Desarrollo Limpio), el precio del CO2 en EE.UU. podría reducirse hasta los 15 USD por tonelada, ahorrando a las empresas reguladas norteamericanas aproximadamente 145.000 millones de USD anuales. (New Carbon Finance, febrero de 2008). 2

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Cuadernos de Energía

Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

Consecuencias de vincular

●

Dificultades a la hora de garantizar una eficaz protección del medioambiente, ya que las normas de verificación pueden ser establecidas por el mercado vinculado.

●

Problemas a la hora de hacer cumplir las normativas; esta función se delega en las autoridades nacionales, las cuales pueden ejercer una vigilancia desigual.

los sistemas de comercio de derechos de emisión Muchos gobiernos que están desarrollando regímenes de comercio de emisiones quieren vincular su programa con otros a fin de beneficiarse de las ventajas de un sistema más amplio como, por ejemplo: ●

Mayores opciones de cumplimiento para las entidades reguladas, lo que se traduce en una reducción de los costes2.

●

Mayor liquidez en el mercado.

Los organismos reguladores también deben tener en cuenta el “efecto dominó” que supone vincular mercados entre sí. Puesto que el mercado global del CO2 se desarrolla rápidamente, puede resultar difícil prever qué otros posibles vínculos decidirá establecer un mercado determinado.

●

Menor preocupación sobre la manipulación del mercado, ya que en mercados vinculados las empresas de mayor tamaño tendrán, en términos relativos, menos poder de mercado.

Consecuencias estratégicas para las empresas de la vinculación de los sistemas de comercio de derechos de emisión

●

●

Reducción del coste de las transacciones al permitir a las empresas comerciar con mayores volúmenes.

Menor volatilidad de los precios, ya que los mercados de mayor tamaño tienen más capacidad para absorber acontecimientos imprevistos del mercado.

Cuando los gobiernos deciden vincular sus regímenes de comercio de emisiones, también deben aceptar una serie de posibles inconvenientes: ●

●

Menor capacidad para lograr objetivos relacionados con sus políticas nacionales, como la protección de sectores específicos. Menor capacidad para supervisar los precios, ya que las disposiciones sobre límites de precios y acumulación de derechos se traspasarán automáticamente entre sistemas vinculados.

Las consecuencias de vincular distintos regímenes de comercio de derechos de emisión pueden analizarse desde un punto de vista tanto estratégico como operativo. Desde una perspectiva estratégica, las empresas deben tener en cuenta tanto la necesidad de participar en el desarrollo de políticas como las consecuencias de estos vínculos en los precios de mercado. Participación de las empresas en el desarrollo de políticas Al ser muchos los gobiernos que están desarrollando sistemas de comercio de derechos de emisión, las empresas deben participar activamente en el diseño de los programas, de tal forma que en su diseño ofrezcan opciones favorables para la reducción de las emisiones. Las empresas

deben contar con que perderán cierto nivel de control cuando el sistema conforme al que operan sea vinculado directa y bilateralmente con otro programa, ya que cada uno de ellos se verá afectado por las decisiones tomadas por los organismos reguladores del otro sistema. Por ejemplo, si los reguladores en un mercado vinculado modifican las políticas y deciden asignar menos derechos de emisiones, la variación en la oferta afectaría a ambos mercados, incrementando los costes de cumplimiento para los participantes de los mercados vinculados. Estos cambios de políticas son a menudo el resultado de un cambio de gobierno. Asimismo, las empresas deben tener en cuenta si la gestión y la resolución de conflictos se realizarán a escala local o internacional, y las correspondientes consecuencias para su negocio. Consecuencias para los precios del mercado Cuando se vinculan distintos sistemas, las características de los mismos y el tipo de vínculos que establecen entre sí pueden contribuir a fortalecer o a debilitar la posición de negociación de los participantes en el mercado. Por ejemplo, si se vinculan sistemas con precios de mercado muy distintos, tenderá a producirse una compensación de los precios. En la jurisdicción con los costes más elevados, donde los precios caerán, el efecto será negativo para los vendedores, pero muy beneficioso para los compradores. En el lado opuesto, los vendedores de la jurisdicción que tenía los costes más reducidos se beneficiarán de un aumento de los ingresos, mientras que los compradores tendrán que afrontar los inconvenientes de la subida de costes.

Cuadernos de Energía

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Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

Características específicas como las normas de compensación, las decisiones sobre asignación/subasta de derechos de emisión, los sectores cubiertos, los sistemas de seguridad, las disposiciones sobre acumulación de derechos e incumplimiento, etc. influirán también en los precios de mercado al afectar a la oferta y la demanda en los mercados de emisiones vinculados.

posición natural, es esencial que realicen un análisis continuo y exhaustivo del mercado. Este análisis permite a las empresas comprender la relación entre los distintos mercados y los factores que influyen en los precios.Toda empresa debe analizar constantemente las normas de los sistemas de comercio de derechos de emisión, los posibles cambios en las mismas y los factores que influyen en la oferta y la demanda.

Consecuencias operativas para

La normativa de cada sistema de comercio de emisiones tendrá un “efecto dominó” sobre los demás sistemas vinculados. Por ejemplo, si se establece un límite de precios en uno de estos regímenes, esto afectará a los precios en los mercados vinculados. Por otro lado, algunos mercados admiten compensaciones de otros mercados, pero únicamente si los precios nacionales superan un umbral determinado en un periodo definido de tiempo, o sólo conforme a un “tipo de cambio” que no establezca un valor único para los créditos procedentes del mercado vinculado3.

las empresas de la vinculación de los sistemas de comercio de derechos de emisión Los vínculos entre los sistemas aumentan la complejidad a la hora de realizar transacciones en un mercado de emisiones. Las empresas tendrán que desarrollar nuevas capacidades para: ●

Realizar análisis del mercado de emisiones.

●

Optimizar el uso de los derechos de emisión y los créditos en los distintos mercados.

●

Fijar precios, operar y alcanzar acuerdos entre los distintos mercados.

●

Evaluar el riesgo de los distintos mercados de comercio de emisiones.

Estas cuestiones se describen con más detalle a continuación. Realizar análisis exhaustivos del mercado de emisiones Tanto si las empresas participan en los mercados de emisiones como especuladores como si lo hacen para proteger su

Además de comprender las normas de cada sistema de comercio de emisiones, las empresas deben conocer las interacciones entre dichas normas. Más aún, es posible que las consecuencias de vincular normas de distintos sistemas se hagan visibles únicamente en determinadas condiciones de precios y volúmenes, por lo que la actividad futura no debe basarse en experiencias pasadas. Las empresas necesitarán contar con personas que conozcan las normas de los sistemas vinculados al sistema nacional conforme al cual opera su empresa. Además, las empresas deben seguir activamente y conocer los posibles cambios

en la normativa de los sistemas de comercio de emisiones. A medida que los mercados evolucionan, es necesario tener en cuenta una serie de posibles cambios, cada uno de los cuales puede dar lugar a valores diferentes. El análisis de escenarios puede utilizarse para combinar distintas opciones y crear nuevos sistemas factibles, de forma que puedan estimarse las consecuencias para los mercados vinculados. Para estimar el valor futuro de los derechos de emisión y los créditos, las empresas deben conocer los factores fundamentales de la oferta y la demanda, no sólo en el mercado nacional, sino supervisando todos los mercados vinculados. En los regímenes de límites y comercio de emisiones, el seguimiento de la oferta y la demanda debe tener en cuenta los factores que influyen en el consumo de electricidad generada a partir de combustibles fósiles, como la temperatura, las condiciones hidrológicas, los apagones nucleares y el diferencial de precios entre el carbón y el gas. Los analistas deben supervisar el consumo y la disponibilidad de recursos para la generación en los mercados vinculados. En los mercados con sistemas de créditos por reducción de emisiones, la oferta y la demanda pueden verse afectadas por factores como la disponibilidad de capital, los impuestos sobre los créditos y la incertidumbre en torno a la demanda de créditos a largo plazo. Optimizar el uso de los derechos de emisión y los créditos en los distintos mercados Las empresas deben maximizar el valor de su cartera de créditos en los distintos

3 Si el sistema A no tiene un límite, pero el sistema B sí lo tiene, los precios en el mercado A estarán limitados al nivel del mercado B, ya que los participantes en el mercado A comprarán derechos de emisión en el mercado B para poder cumplir las obligaciones establecidas conforme al programa A. Esto restringirá el precio en el mercado A al nivel establecido por el sistema B.

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Cuadernos de Energía

Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

mercados. Para ello, deben tenerse en cuenta dos factores: ●

El tipo de proyectos de compensación aceptados será distinto entre los distintos mercados.

●

Debido a las ineficiencias de los mercados a medida que éstos crecen, un crédito derivado de un proyecto de compensación específico puede tener distinto valor en dos mercados.

Los créditos por reducción de emisiones derivados de un determinado proyecto de compensación pueden ser aceptados por más de un mercado. Por ejemplo, los créditos generados en el mercado regulado por la iniciativa RGGI también pueden ser aceptados por el mercado regulado por la WCI o por un ETS federal estadounidense. (Aunque muchos sistemas regionales prevén una transición a un programa federal comparable, todavía no tenemos la certeza de que se produzca. Además, podrían conservarse créditos generados antes de la transición para su uso en el programa federal posterior a la transición). Los responsables de proyectos de compensación, y los titulares de créditos de compensación secundarios, pueden necesitar un programa de optimización para determinar cuál es el mejor uso que pueden dar a sus créditos. El valor puede maximizarse vendiendo créditos en algunos mercados y adquiriendo otros, necesarios para el cumplimiento, en otros mercados, en lugar de utilizar los créditos necesarios para el cumplimiento en el mismo mercado en que son creados. Las oportunidades de optimización aumentarán a medida que se traben vínculos entre mercados. También pueden surgir oportunidades de arbitraje.

Por último, algunos proyectos de compensación pueden tener acceso a mercados de energías renovables y de combustibles con bajo contenido en CO2, además de a los mercados de CO2. Realizar operaciones y alcanzar acuerdos entre los distintos mercados Es posible que las empresas necesiten mantener una cartera de derechos de emisión y créditos en múltiples mercados para optimizar las operaciones con emisiones en mercados vinculados. Para ello, las empresas que operan en varios mercados tendrán que reforzar su infraestructura. Entre las mejoras necesarias pueden incluirse: ●

Acceso a datos sobre precios y volúmenes de múltiples mercados obtenidos de servicios de publicaciones, agencias de valores o bolsas –algo que será necesario como apoyo al análisis del mercado independientemente de que una empresa opere realmente en varios mercados.

●

Múltiples comisiones para distintos usuarios, permisos de acceso, cuentas de margen y especialización de empleados para facilitar la negociación en distintos mercados y plataformas.

●

Formación administrativa y capacidad adicional de supervisión de la cuenta de registro administrativo en el mercado vinculado, para los participantes en el mercado que adquieran derechos de emisión fuera de su mercado nacional.

●

Capacidad para efectuar operaciones en múltiples mercados vinculados, posiblemente mediante la creación de servicios administrativos descentraliza-

dos para cada mercado nacional o regional, o a través un departamento administrativo centralizado capaz de satisfacer las necesidades globales, nacionales o regionales. Además de lo anterior, el aumento de la complejidad administrativa asociada a las operaciones en múltiples mercados vinculados afectará a la gestión de datos, los sistemas de tecnología de la información, la gestión de riesgos y, lo que quizá es más importante, a las capacidades exigidas a los empleados. Mantener actualizadas las capacidades del personal es una tarea difícil, ya que los mercados emergentes son dinámicos y se requiere un tiempo considerable para adaptarse a cada nuevo cambio. No obstante, una excesiva dependencia de un único recurso pone a la empresa en una situación peligrosa, al correr el “riesgo de tener una persona clave”. En conjunto, estos factores pueden limitar el número de mercados en los que a una empresa le resulte rentable permanecer activa. Gestionar el riesgo en mercados vinculados La valoración, supervisión e información sobre riesgos es vital para los participantes en los mercados de comercio de emisiones. La complejidad de la gestión del riesgo aumenta a medida que los mercados se vinculan entre sí, lo que se traduce en la necesidad de una función de gestión del riesgo que se encargue de diseñar curvas de precios futuros, modelos de transacciones y modelos de comportamientos de precios para todos los mercados. Elaborar curvas de precios futuros es necesario para “ajustarse continuamente al mercado”, o para valorar las transaccio-

Cuadernos de Energía

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Consecuencias de los sistemas de comercio de derechos de emisión

nes en los libros de las empresas. Aunque las expectativas sobre precios descritas anteriormente al referirnos al análisis del mercado pueden representar la opinión de la empresa sobre los precios en el futuro, las curvas de precios futuros deben basarse en los precios de mercado actuales para las operaciones a plazo. Por tanto, precisan de una fuente distinta. Cuando no se dispone de curvas de precios futuros basadas en el mercado, como puede ser el caso en mercados poco líquidos y con escaso volumen de negociación, las empresas pueden desarrollar curvas basadas en modelos. Esto requerirá una mayor supervisión por parte de la Dirección, así como cuantiosos recursos capaces de desarrollar modelos matemáticos

complejos que tengan en cuenta características del mercado tales como las disposiciones sobre acumulación y préstamo de derechos, los límites de precios en los mercados, y los factores que condicionan la oferta y la demanda en mercados de créditos. El valor de los créditos asociados a proyectos de compensación en curso cambia a medida que el proyecto se acerca a su fin y se van generando créditos. La función de gestión del riesgo debe ser capaz de calcular el descuento apropiado para estos créditos de compensación en todos los mercados en que la empresa tenga inversiones en proyectos de compensación o Contratos de Compraventa de Reducción de Emisiones (ERPA, por sus siglas en inglés).

La complejidad de la valoración y supervisión del riesgo en los distintos mercados también puede restringir el número de mercados en los que opera una empresa. Sin embargo, es importante tener en cuenta que algunas de estas funciones de valoración del riesgo serán necesarias como consecuencia de los vínculos entre mercados, independientemente de que la empresa opere en varios mercados o no. Las empresas deben desarrollar una estrategia de cobertura para gestionar la volatilidad de sus beneficios teniendo en cuenta características del mercado tales como los límites de precios en mercados vinculados, lo cual facilita una cobertura natural de los precios. ■

Conclusiones

V

incular los regímenes de comercio de derechos de emisión crea tanto oportunidades como desafíos para las empresas que se acogen a los mismos. Para participar en un sistema vinculado es necesario tener en cuenta tanto las consecuencias estratégicas como operativas a fin de gestionar el impacto sobre los ingresos, los costes y los riesgos. Para superar estos retos, las empresas tendrán que dedicar tiempo y recursos de gestión a: ●

La recopilación y gestión de datos.

●

La realización de análisis de mercado.

●

La realización de operaciones y formalización de acuerdos en los distintos mercados vinculados.

●

La implantación de mecanismos de gestión de riesgos.

●

El desarrollo de estrategias para abordar los efectos de los mercados vinculados.

El tiempo y los recursos necesarios para superar estos retos serán considerables. Pero a medida que los mercados de CO2 aumenten en valor y establezcan más vínculos entre sí, los beneficios serán cada vez mayores. ■

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Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española

Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española Antonio Baena y Antonio Carbajal Garrigues Medio Ambiente

En el marco del régimen comunitario del comercio de derechos de emisión, la Comisión Europea planteó, el 23 de enero de 2008, una propuesta de revisión de la Directiva que regula dicho mecanismo de cara al tercer periodo de comercio, que comprenderá desde 2013 hasta 2020. Ante las previsibles consecuencias de la citada revisión, la CEOE solicitó en febrero a Garrigues Medio Ambiente la realización de un estudio independiente, cuyo principal objetivo fue la valoración del impacto en la industria española del nuevo esquema de comercio de emisiones propuesto. El presente artículo está basado en el Resumen Ejecutivo del citado estudio dirigido por Antonio Baena y Antonio Carbajal.

E

l límite máximo de derechos de emisión correspondiente a cada uno de los 27 Estados Miembros se sustituirán por un único límite máximo a escala de la UE: reducción del 20% de las emisiones de GEIs en 2020 respecto a las emisiones de GEIs de 1990, lo cual equivale a una reducción del 14% respecto a los

niveles de 2005, conseguida mediante una reducción, de aquí a 2020, del 21%1 de las emisiones de los sectores incluidos en el régimen de comercio de emisiones y del 10 % en el caso de los sectores no regulados, siempre en comparación con 2005. La propuesta recoge como norma general la adquisición del 100% de dere-

chos en subasta por los Estados Miembros para el sector eléctrico a partir de 2013. No obstante, se aplicará el régimen transitorio de la industria en general para la parte correspondiente a energía térmica en cogeneraciones de alta eficiencia con-

1 Este porcentaje se vería ampliado en caso de un “acuerdo internacional”, dado que la Unión Europea, en dicho caso se comprometería a una reducción global del 30%, en vez del 20%.

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Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española

forme a la Directiva 2004/8/CE. Para el resto de sectores, contempla la asignación gratuita del 80% en 2013 sobre prorrateo de las emisiones totales de la UE 2005-2007 (que en cualquier caso será inferior a las necesidades de cada sector, aún estando en las MTDs), y decrecimiento lineal hasta asignación gratuita nula en 2020.

Para el precio medio de compra de CO2 se han contemplado 3 posibilidades: 10, 35 y 60 euros por tonelada de CO2. Para la Asignación gratuita del año n, las alternativas contempladas han sido las siguientes: ●

AG 1: 100% de los derechos necesarios sobre las emisiones reales del año. (Se entregan gratuitamente todos los derechos necesarios considerando exclusivamente el coste derivado del incremento del precio de la electricidad).

●

AG 2: 100% de los derechos necesarios sobre las emisiones que corresponderían a la utilización de las Mejores Tecnologías Disponibles (emisiones MTD). (Se penaliza por no utilizar las MTDs).

En aquellos sectores en los que exista riesgo de “fuga de carbono” o deslocalización se podrán conceder hasta el 100% de los derechos de forma gratuita. La Comisión estudiará, entre otras cosas, el coste de los derechos en comparación con el coste de producción y la exposición a la competencia internacional, así como la posibilidad de repercutir el coste de los derechos al precio de los productos sin una pérdida significativa de cuota de mercado. Estos criterios no serán conocidos hasta el 30 de junio de 2011.

●

AG 3: 100% de los derechos necesarios sobre las emisiones MTD con el nivel de actividad del año de referencia (2005). (Se penaliza por no utilizar las MTDs y por el crecimiento).

●

AG 4 y AG 5: 80% y 40% respectivamente de los derechos asignados en AG3. (Corresponden a alternativas intermedias entre AG3 y AG6).

Metodología El impacto de las anteriores propuestas se analiza a partir de la disminución del margen unitario una vez descontados los costes de adquisición de los derechos de emisión de CO2, así como los costes indirectos derivados, exclusivamente del incremento del coste medio de generación eléctrica por causa del CO2. Para evaluar el coste del CO2 se ha realizado una modelización de dichos costes. El primer paso ha sido definir escenarios combinando las 2 variables siguientes: Precio medio de compra de CO2 y Asignación gratuita2 (en % respecto de los derechos necesarios). 2

Como consecuencia de las mismas, el incremento del precio del kWh se situaría en los 0,4, 1,4 y 2,4 céntimos de euro según el nivel considerado de precio medio de compra del CO2, 10, 35 y 60 euros respectivamente. Para poder valorar el impacto de la Propuesta de Directiva, después de calcular el impacto del coste del CO2 en las cuentas de resultados de los sectores analizados, se ha dado un paso más desarrollando un modelo que permite hacer una estimación sobre el impacto en el margen de cada sector, después del posible incremento de precio de los productos derivado del extracoste de CO2. Para evaluar el impacto final en el margen, se ha considerado que el Comercio de Derechos tendrá un efecto positivo en la reducción de emisiones y que dicho efecto será proporcional a la distancia a las MTDs. También se ha modelizado el impacto en el empleo y en el Valor Añadido Bruto (VAB) que puede suponer la pérdida de margen. Ámbito del estudio

●

AG 6: 0% de los derechos necesarios. No hay asignación gratuita. Corresponde a la Propuesta de la Comisión para el año 2020.

Para estimar el incremento del precio de la electricidad, se han realizado varias hipótesis, entre ellas, la no existencia de windfall profits3.

Los sectores analizados corresponden a los principales emisores de CO2, por razones de intensidad energética o por razones de proceso, que a su vez están afectados por la revisión de la Directiva de Comercio de Emisiones de 23 de enero de 2008: Siderúrgico, Refino, Química (Carbonato y Bicarbonato Sódico, Cloro-Álcali4, Amoniaco y Ácido Nítrico, Hidrógeno y Gas de Síntesis y Química Orgánica de Base), Pasta, papel y cartón, Cemento, Cal, Azulejos y Baldosas y Ladrillos y Tejas,Vidrio hueco, Fritas Cerá-

Será necesario comprar los derechos no asignados gratuitamente.

Se ha considerado que existirán mecanismos adecuados para que el precio de la electricidad se incremente exclusivamente en el coste incurrido por las generadoras en la compra de derechos. 3

4

El sector Cloro-Álcali no está bajo la Directiva pero se ha analizado por ser muy intensivo en consumo de energía eléctrica. 46

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Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española

Figura 1.Valor del CO2 (M€) en el año 2020 por sectores (precio derecho CO2 35 €/tCO2)

micas. La facturación agregada de los mismos es aproximadamente 67.349 millones €. Su Valor Añadido Bruto (VAB) agregado se eleva aproximadamente a 11.657 millones de €, que representa el 6,87% del VAB de la Industria y Energía en España del 2007. El empleo directo agregado de los sectores analizados es de aproximadamente 122.500 personas, que supone el 3,67% de la población activa ocupada en el sector industrial en España del año 2008. Las emisiones de los sectores analizados afectados por la Directiva, fueron de 79 Mt CO2 en 2005, lo que suponen casi el 18 % de las emisiones de GEIs totales en España en dicho año. Resultados y Conclusiones Coste del CO2, Pérdida de Empleo y de Valor Añadido Bruto Si se aplica la propuesta de Directiva en los términos actuales, el coste agregado

del CO2 (directo e indirecto) en los sectores analizados en el año 2020 (en un escenario de precio de CO2 de 35 €/t como hipótesis intermedia y que parece más probable), ascenderá aproximadamente a 4.070 millones de euros, que corresponden a unas emisiones directas de 100,6 Mt e indirectas a través del consumo de energía eléctrica de 15,7 Mt. Dicha cifra representa en media aproximadamente el 69% del resultado de explotación agregado de los mismos sectores. La media anterior esconde valores que llegan al 275% en alguno de los sectores. Utilizando los modelos citados en el apartado de Metodología para evaluar la pérdida de empleo y de valor añadido bruto, se llega a los siguientes resultados: una pérdida de 30.382 empleos directos, lo que supone un 24,8 % del total de los sectores considerados en el estudio, y una pérdida anual estimada de valor añadido

bruto de 2.768 M€, lo que supondría el 23,7 % de los 11.657 M€ de VAB generados por los sectores considerados. No se ha evaluado la pérdida de empleo indirecto, ni la pérdida de empleo que se puede producir aguas abajo en toda la cadena de producción (industrias derivadas, etc.), ni la pérdida de empleo derivada de la paralización de inversiones que la propuesta de Directiva ya está produciendo. Cogeneración La alta incertidumbre y el riesgo asociado a la posible no recuperación de los costes de los Derechos de Emisión para la cogeneración podrían desincentivar la actividad e incluso conducir a la contradicción de que, siendo beneficiosa para la lucha contra el cambio climático, hubiera instalaciones que dejaran de funcionar parcial o totalmente.

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Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española

Figura 2. Impacto en el empleo (nº de personas) de los sectores analizados

Tablas 1 y 2. Impacto en el empleo y en el Valor Añadido Bruto de los sectores analizados Nº Personas

Cal

Azulejos y baldosas

Cemento

Fritas

Pasta y papel

Refino

Siderúrgico

Vidrio hueco

Químico

Ladrillos y tejas

TOTAL

Empleo Actual

750

26.600

7.096

2.966

18.100

13.146

28.851

3.002

6.696

15.267

122.474

Pérdida 750 de empleo

2.125

5.500

1.766

2.023

2.519

4.367

266

1.457

9.608

30.382

(M€)

Cal

Azulejos y baldosas

Cemento

Fritas

Pasta y papel

Refino

Siderúrgico

Vidrio hueco

Químico

Ladrillos y tejas

TOTAL

VBA Actual

48

1.284

1.291

93

1.543

2.387

3.282

273

948

509

11.657

Pérdida de VBA

48

103

1.001

55

172

457

359

24

229

320

2.768

Necesidad de realismo Un objetivo de reducción establecido en función de la situación de los sectores con respecto a las MTDs, parecería técnicamente razonable, realista y ambicioso.

48

Cuadernos de Energía

La distancia media a las MTDs (posibilidad real de mejora) de los sectores analizados es del 4,6 %. El objetivo de reducción establecido por la UE, del 21 % respecto a las emisiones

de 2005, es en realidad una cifra próxima al 40 % si consideramos el crecimiento medio de las emisiones previsto por los sectores analizados, del 1,87 % anual. Dicho objetivo excede con mucho las posibilidades de mejora de los sectores.

Impacto previsible de la propuesta de nueva directiva de comercio de emisiones en la industria española

Figura 3. Reducción real propuesta por la Directiva

Por ello se puede afirmar que el objetivo se basa más en voluntarismo que en realismo. Para alcanzar el objetivo, más allá de las MTDs habría que reducir actividad (parar líneas de producción o fábricas), o comprar derechos de emisión (pagar un sobrecoste), medidas ambas que reducirían la competitividad de nuestra industria. El instrumento de comercio de derechos de emisión aplicado en sectores donde no hay tecnología disponible puede conseguir el cumplimiento de objetivos dentro del perímetro de la UE, pero no necesariamente a nivel mundial, ya que puede reducir actividad o incluso parar fábricas en los Estados Miembros y desplazar producción a terceros Estados sin compromisos de Kioto.

Otros aspectos no deseados del mecanismo El Comercio de Derechos (Cap & Trade) permite en teoría cumplir un objetivo de reducción de emisiones al mínimo coste, pero habría que resolver algunos problemas: ●

Windfall profits en el sector eléctrico.

●

Impredictibilidad del precio del CO2, especialmente motivada por la especulación en los mercados.

Intentando entender la posición de la UE La UE persigue la reducción de emisiones de CO2, y la reducción de la dependencia energética externa.

Con este claro objetivo, se ha creado el sistema de comercio de emisiones. La aplicación inadecuada del mecanismo de Comercio de Derechos, a través de la fijación de objetivos de reducción demasiado ambiciosos y alejados de las posibilidades reales de la industria europea, se traduce en una presión a las empresas de los sectores analizados que las puede inducir a trasladarse fuera de nuestras fronteras o a cerrar. Corolario El presente estudio ha sido elaborado aceptando la premisa de la necesidad de reducir emisiones y entendiendo el liderazgo de la UE en la lucha contra el cambio climático. Lo que en cualquier caso se debe evitar es que, a causa de una aplicación excesivamente exigente del mecanis-

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mo, se produzca la desaparición de actividad industrial en sectores que son perfectamente competitivos, eficientes y que producen bienes demandados por la sociedad que van a seguir siendo demandados. Máxime teniendo en cuenta que todo ello puede conducir a una fuga de empresas o actividad a otras regiones del planeta sin compromisos de reducción y, a la postre, a un incremento de las emisiones globales de gases de efecto invernadero. Propuestas de avance Por todo lo visto anteriormente, se considera que la compra de derechos debería limitarse en cada sector a las emisiones que excedan a las correspondientes a la utilización de las MTDs, es decir, entregando gratuitamente el 100 % de los permisos necesarios que corresponderían a las citadas MTDs, incluyendo a las cogeneraciones (producción de vapor y gene-

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ración eléctrica), de acuerdo a benchmarks sectoriales. De esta forma se crearía un incentivo real y realista a la mejora. Así mismo se debería aplicar la anterior consideración para aquellos sectores no incluidos en la propuesta de Directiva pero que son emisores indirectos como consumidores intensivos de energía eléctrica y expuestos al mercado internacional.

La UE debería identificar las bolsas de reducción existentes, y centrar allí sus esfuerzos. La UE debería poner el énfasis en la Ayuda al Desarrollo Sostenible y Eficiente, además de en las reducciones interiores (por su limitado potencial).

Se propone extender la exclusión a todas las instalaciones (combustión o no combustión) cuyas emisiones fueran inferiores a 30.000 t CO2.

Una vez alcanzada una cierta proximidad a las MTDs, los Certificados de Reducción de Emisiones (CERs) deberían poderse utilizar sin límite. Con ello se conseguiría evitar el estrangulamiento del mercado y fomentar la actuación de las empresas europeas en el exterior contribuyendo al mismo tiempo a la reducción global de las emisiones.

Para los sectores cerámicos (Azulejos y Baldosas, y Ladrillos y Tejas) se propone mantener el triple umbral de exclusión contemplado en la definición del Anexo I, tal y como han propuesto el Gobierno español y francés en el Consejo de Europa.

La UE lidera a nivel mundial la lucha contra el cambio climático y debería continuar liderando la lucha, sobre la base de una política motivadora, ilusionante y realista que pueda servir de pauta sin efectos disuasorios para que otros países se unan a esa lucha. ■

Perspectivas sobre tecnología energética: escenarios y estrategias hasta el año 2050

Perspectivas sobre tecnología energética: escenarios y estrategias hasta el año 2050 Informe de la Agencia Internacional de la Energía

El mundo necesita un suministro de energía cada vez mayor para poder sostener el desarrollo y el crecimiento económicos. Sin embargo, los recursos energéticos de encuentra bajo presión y las emisiones de CO2 ocasionadas por el consumo de energía actual ya amenazan nuestro clima. ¿Con qué opciones contamos para poder disfrutar de un futuro energético más limpio y más eficiente? ¿Cuánto costará? Y, ¿qué políticas necesitamos? En esta segunda edición de Energy Technology Perspectivas (Perspectivas sobre tecnología energética) trata dichas cuestiones aprovechando los conocimientos expertos de la Agencia Internacional de la Energía y su red de tecnología energética. Esta publicación responde a la solicitud del G8 a la AIE de ofrecer pautas para los encargados de la toma de decisiones sobre cómo actuar para acercar posiciones entre lo que está ocurriendo y lo que es necesario hacer para dar lugar a un futuro energético limpio, inteligente y competitivo. El análisis de la AIE demuestra que es posible lograr un futuro energético sostenible y que la clave para ello es la tecnología. Los principales elementos serán una mayor eficiencia energética, la captura y almacenamiento de CO2, las fuentes renovables y la energía nuclear. Debemos actuar ya si queremos aprovechar las posibilidades de las tecnologías actuales y emergentes y reducir la dependencia de los combustibles fósiles, con los consiguientes efectos en la seguridad energética y en el medioambiente. Este trabajo innovador demuestra cómo las tecnologías energéticas pueden marcar la diferencia en una ambiciosa serie de escenarios mundiales hasta el año 2050. El estudio contiene planes tecnológicos relativos a todos los sectores energéticos clave, incluida la generación de electricidad, los edificios, la industria y el transporte. Energy Technology Perspectives 2008 ofrece puntos de vista pormenorizados sobre tecnologías y políticas para ayudar a centrar el debate y las disertaciones en los círculos relativos a esta materia.

N

os enfrentamos a retos muy serios en el sector de la energía. Está previsto que el crecimiento de la economía mundial se multiplique por cuatro de aquí al año 2050, y podría llegar a multiplicarse por

diez en países en desarrollo como China y la India. Estas previsiones prometen ventajas económicas e ingentes mejoras en el nivel de vida, pero también implican un consumo mucho mayor de energía. Las

insostenibles presiones sobre los recursos naturales y sobre el medioambiente son inevitables si la demanda de energía no se disocia del crecimiento económico y se reduce la demanda de combustibles fósiles.

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La situación empeora. Desde la edición de Energy Technology Perspectives 2006 (ETP, Perspectivas sobre tecnología energética), las emisiones mundiales de CO2 y la demanda de petróleo han aumentado a un ritmo constante. En un 7% por encima de nuestra pronóstico anterior, las mejores estimaciones actuales, según muestra el escenario base de “seguir actuando como hasta ahora”, prevén un aumento del 70% en la demanda de petróleo para el año 2050 y del 130% en los emisiones de CO2 Esto es, de no producirse un cambio de política y si no hay restricciones importantes en el suministro. De acuerdo con el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio C1imático (IPCC), un aumento de tal magnitud en las emisiones de CO2 podría provocar un aumento de las temperaturas medias mundiales de 6° C (nivel de estabilización final), tal vez incluso superior. Las consecuencias serían un importante cambio en todos los aspectos de nuestra vida y un cambio irreversible del entorno natural. Es necesaria una revolución mundial en las formas de suministro y consumo de energía. Un requisito central es una eficiencia energética mucho mayor. Fuentes renovables, energía nuclear y sistemas de captura y almacenamiento de CO2 (CCS) deberán desplegarse masivamente y desarrollarse transportes que no emitan carbono. Se necesita un giro radical de las políticas gubernamentales, creando de forma notable un nivel superior de certeza política a largo plazo sobre la demanda futura de tecnologías con bajas emisiones de carbono, en las que puedan confiar los encargados de tomar decisiones en la industria. Niveles de cooperación sin precedentes entre las principales economías también resultarán cruciales, puesto que se prevé que menos de un tercio de las emisiones mundiales 1

generadas por el “modo de hacer las cosas actualmente” procederán en el año 2050 de países de la OCDE. En resumen, la economía energética mundial precisará una transformación a lo largo de las próximas décadas. El objetivo de este libro es explicar de qué manera. Revisa en profundidad el estado y el pronóstico de las tecnologías energéticas limpias existentes y avanzadas, ofreciendo un análisis de escenarios sobre cómo podría marcarse una diferencia gracias a una combinación de dichas tecnologías. Esta edición de Energy Technology Perspectives ofrece además planes de trabajo mundiales de las 17 tecnologías que, en nuestra opinión, pueden hacer la mayor contribución, mostrando qué acción es necesaria para aprovechar sus posibilidades y cuándo debe hacerse. Nuestro análisis de escenarios trata exclusivamente sobre emisiones de CO2 relacionadas con la energía, las cuales representan la mayor proporción en las emisiones de gases de efecto invernadero antropogénicas. No obstante, el efecto último de la reducción de estas emisiones en el cambio c1imático dependerá, en cierta medida, de la posibilidad de reducir otras emisiones. Por consiguiente, se incluye un capítulo sobre el metano (otro gas de efecto invernadero importante). Este análisis aprovecha los modelos creados por la secretaría de la AIE y los conocimientos de su red de colaboración sobre tecnología energética. Energy Technology Perspectives complementan al World Energy Outlook 2007, tomando el mismo escenario base hasta 2030 y ampliándolo hasta el año 2050. El presente estudio lleva el análisis incluido en la edición 2006 de Energy Technology Perspectives a un futuro más lejano, dado el 4º

Todos los costes se encuentran en dólares estadounidenses reales de 2005. 52

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Informe de evaluación del IPCC publicado en noviembre de 2007. Se presentan varios escenarios diferentes. El conjunto de “Escenarios ACT” del ETP muestra cómo podrían reducirse las emisiones de CO2 a los niveles actuales para el año 2050. El conjunto de “Escenarios BLUE” tiene como meta una reducción del 50% en las emisiones de CO2 para el año 2050. Este resumen se centra en un solo escenario de cada grupo: el Mapa ACT y el Mapa BLUE. Escenarios ACT Las tecnologías existentes o en fase de avanzado desarrollo pueden reducir las emisiones mundiales de CO2 a los niveles actuales para el año 2050. Las emisiones tienen que llegar o su máximo entre los años 2020 y 2030. El escenario del Mapa ACT implica la adopción de una amplia variedad de tecnologías con costes marginales de hasta 501 USD por tonelada de CO2 ahorrada, cuando se comercialicen totalmente. Este nivel de esfuerzo afecta profundamente a determinadas actividades energéticas. Duplicaría aproximadamente los costes de generación de una central eléctrica de carbón no equipada con sistema de captura y almacenamiento de CO2. La cifra de costes duplica la calculada hace dos años en Energy Technology Perspectives 2006, lo que refleja principalmente la aceleración en la tendencia de las emisiones de CO2 y la duplicación aproximada de ciertos costes de ingeniería, en parte debido al descenso del valor del dólar. Esta tarea es difícil y costosa. Se calcula que serán necesarias inversiones adicionales en el sector energético por valor de 17 billones de dólares, desde ahora hasta el año 2050. Esto supone un promedio

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en torno a 400.000 millones de USD al año, un equivalente aproximado al producto interior bruto (PIB) de los Países Bajos o a un 0,4% del PIB mundial cada año desde ahora hasta el año 2050 Escenarios BLUE Sin embargo, puede que reducir las emisiones a los niveles de 2005 no sea suficiente. EI IPCC ha concluido que deben reducirse las emisiones entre un 50% y un 85% para el 2050, si se quiere frenar el calentamiento global hasta entre 2°C y 2,4ºC. Los líderes del G8 acordaron en la Cumbre de Heiligendamm de 2007 considerar seriamente un objetivo global de reducción de las emisiones de CO2 de un 50%. Reducir las emisiones de CO2 un 50% (desde los niveles actuales) para el año 2050 es un reto difícil. Este escenario implica un cambio de dirección muy rápido. Los costes no sólo son considerablemente superiores, sino mucho más

inciertos, puesto que los escenarios BLUE exigen el despliegue de tecnologías que todavía se encuentran en fase de desarrollo, cuyo progreso y éxito último es difícil predecir. Mientras los escenarios ACT son exigentes, los escenarios BLUE requieren la implantación urgente de nuevas políticas sin precedentes y de gran envergadura en el sector energético. De acuerdo con supuestos optimistas sobre el avance de las tecnologías clave, el escenario del Mapa BLUE exige el despliegue de todas las tecnologías, implicando costes de hasta 200 USD por tonelada de CO2 ahorrada, cuando se comercialicen totalmente. Si el progreso de dichas tecnologías no cumple las expectativas, pueden surgir costes de hasta 500 USD por tonelada. Dentro del margen existente, por lo tanto, el escenario del Mapa BLUE exige tecnologías como mínimo cuatro veces tan costosas como las

opciones tecnológicas más caras que se precisan en el caso del Mapa BLUE. Sin embargo, el coste medio de las tecnologías necesarias en el caso del Mapa BLUE es muy inferior al marginal, encontrándose en el intervalo de entre 38 a 117 USD por tonelada de CO2 ahorrada. La Figura l muestra cómo los costes marginales de control del CO2 en el 2050 aumentan cuando los objetivos en ahorro de CO2 son mayores que los del Mapa ACT, hasta alcanzar los niveles superiores necesarios para el Mapa BLUE. Las necesidades de inversión adicional según el escenario del Mapa BLUE son de 45 billones de USD durante el período hasta el año 2050. Abarcan I+D adicional, una inversión superior en despliegue de tecnologías aún no competitivas para el mercado (incluso con incentivos en materia de CO2), así como una inversión comercial en opciones con bajas emisiones de carbono (estimuladas por

Figura 1. Costes marginales de reducción de las emisiones para el sistema energético global, 2050

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incentivos en materia de CO2). El total es de aproximadamente 1,1 billones de USD por año. Esta cifra equivale aproximadamente al PIB actual de Italia. Representa una media aproximada del 1,1% del PIB mundial cada año desde ahora hasta 2050. Este gasto refleja una nueva orientación de la actividad económica y del empleo, pero no necesariamente una reducción del PIB. Aunque habrá impactos sobre el PIB global, éstos resultan difíciles de predecir y están fuera del alcance del presente análisis.

a eficiencia energética. Por el contrario, en el nivel de costes máximo del rango necesario en el caso de los escenarios BLUE, algunas inversiones sólo resultan económicas de existir un elevado incentivo para la reducción de emisiones de CO2. Sin embargo, no todas las inversiones necesarias reducen los costes de los combustibles. La inversión en CCS aumentará la cantidad de carbón necesaria paro una producción eléctrica dada, debido o la reducción de la eficiencia de la central eléctrica.

Ventajas de la inversión Aunque las inversiones adicionales necesarias tanto en los escenarios ACT como BLUE son una medida de la tarea que queda por delante, no representan los costes netos. Esto se debe a que todas las inversiones tecnológicas en eficiencia energética, en muchas fuentes renovables y en energía nuclear reducen los requerimientos de combustibles. Tanto en los escenarios ACT como en los BLUE, consideramos que el ahorro en los costes de combustible no descontado para carbón, petróleo y gas durante el período comprendido hasta el año 2050 es superior a la inversión adicional que se precisa en tecnología (valorando estos combustibles o los precios del escenario base). Si descontamos el 3%, el ahorro de combustible supera las necesidades adicionales de inversiones del escenario del Mapa ACT, pero no de los escenarios BLUE. Si descontamos el 10%, se producen necesidades de inversión adicionales que superan los ahorros de combustible tanto de los escenarios ACT como BLUE. Por supuesto, algunas inversiones son muy rentables, en especial en lo que se refiere

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Un mercado del petróleo más equilibrado Además de las ventajas para el medioambiente, los escenarios ACT y BLUE también muestran un pronóstico más equilibrado de los mercados del petróleo. En el escenario del Mapa ACT, la demanda de petróleo sigue creciendo. Aumentará un 12% hasta el año 2050, lo cual es muy inferior a los niveles registrados en el escenario base. El escenario del Mapa BLUE muestra una diferencia mucho más marcada, con una demanda de petróleo un 27% inferior a la actual para el año 2050. No obstante, en todos los escenarios, se necesitarán inversiones masivas en el suministro de combustibles fósiles durante las próximas décadas. La revolución tecnológica Tanto en 1os escenarios ACT como BLUE, las mejoras de la eficiencia energética en los edificios, los electrodomésticos, el transporte, la industria y la generación de electricidad representan los ahorros de mayor nivel y menos costosos. A continuación, en cuanto a nivel

de importancia, se encuentran medidas para descarbonizar la generación de electricidad. Esto se puede lograr mediante una combinación de energías renovables, energía nuclear y del uso de CCS en centrales de combustibles fósiles. Sea cual sea el objetivo final, se necesitan acciones urgentes en todos esos ámbitos. Es especialmente importante evitar que se establezca el uso de tecnologías ineficientes durante las próximas décadas. En el escenario del Mapa BLUE, habrá que desplegar opciones de coste superior, como los sistemas CCS en la industria y combustibles de transporte alternativos. La Figura 2 muestra las fuentes de ahorro de CO2 en el escenario del Mapa BLUE, en comparación con el escenario base. Los políticos deberían recordar que normalmente se necesitan amplios plazos para implantar cambios y que las prioridades de cada país variarán en función de las circunstancias nacionales. Reducir las emisiones de metano del sector energético también es una parte importante de la estrategia general sobre cambio c1imático, ya que ofrecen importantes oportunidades de reducción de los gases de efecto invernadero rentables a corto plazo. Edificios y electrodomésticos Los escenarios ACT pueden transformarse en una realidad utilizando tecnologías en los edificios y los electrodomésticos que ya se encuentran disponibles y son económicamente viables en cuanto a coste y vida útil. Sin embargo, los escenarios BLUE exigen tecnologías nuevas y emergentes; en algunos casos, se necesitarán tecnologías que sólo son rentables con costes de reducción de CO2 relativamente elevados, al menos cuando se despliegan de forma inicial. La conversión generalizada a edificios de muy bajo consumo e incluso o un consumo “cero”

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Figura 2. Comparación del caso 450 ppm del World Energy Outlook 2007 y del escenario del Mapa BLUE, 2005-2050

forma parte de este escenario. Las implicaciones políticas relativas a los estándares de eficiencia para edificios y electrodomésticos son enormes. Una combinación de medidas para la cubierta de edificios, bombas de calor, calefacción solar e iluminación y electrodomésticos enormemente eficientes reduce las necesidades de energía en los edificios, además de cambiar el uso de combustibles fósiles por energías renovables y electricidad con bajas emisiones de carbono. Se necesita una inversión adicional de 7,4 billones de USD en edificios residenciales y del sector servicios para el Mapa BLUE, frente a los 2,6 billones de USD para los escenarios del Mapa ACT. El sector eléctrico La captura y almacenamiento de CO2 en la generación de electricidad y la industria es la tecnología nueva más importante para lograr ahorros de emisiones de CO2 en los escenarios del Mapa ACT y del Mapa BLUE, en los cuales represen-

ta un 14% y un 19% del ahorro total de CO2, respectivamente. El Mapa BLUE incluye aplicaciones de CCS de coste superior para centrales eléctricas de gas y para la industria. Existe un cambio masivo hacia las energías renovables para la generación de electricidad, en especial, la eólica, la fotovoltaica, la concentración de energía solar y la biomasa. Para el año 2050, un 46% de la energía mundial del escenario del Mapa BLUE procede de fuentes renovables. La aplicación de todas las tecnologías renovables combinadas, a todos los sectores, representa un 21% del ahorro de CO2 en el escenario del Mapa BLUE respecto al escenario base. Un giro sustancial hacia la energía nuclear contribuye en un 6% al ahorro de C02, basándose en la construcción de 32 GW de capacidad anual hasta el año 2050. La energía nuclear representa casi un cuarto de la generación de electricidad en el Mapa BLUE y la hidrológica la mitad de esto, aprovechando la importante función que desempeñan ya ambas tecnologías en el escenario base. La Figura 3 ilustra las tasas anuales a las que se necesitaría

aumentar la capacidad de generación de electricidad en cada escenario. Se consideran una amplia variedad de escenarios para la generación de electricidad, a partir de los cuales se puede ver que existe una flexibilidad considerable para que cada país elija qué combinación concreta de CCS, fuentes renovables y tecnología nuclear utilizará para descarbonizar el sector eléctrico. La inversión adicional total en el sector eléctrico (excluyendo la transmisión y la distribución) asciende a 0,7 billones de USD en el escenario del Mapa ACT y 3,6 billones de USO en el escenario del Mapa BLUE. Estas cifras son el resultado neto de combinar mayores costes de capital por unidad de capacidad con una reducción de una quinta parte en la producción de electricidad debido a los ahorros de electricidad en el consumo final. En los escenarios BLUE, se produce una retirada inicial de capital, por ejemplo, un tercio de todas las plantas de carbón no aptas para la implantación de CCS tendrán que cerrar antes de que finalice su vida técni-

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Figura 3. Inversión adicional en el sector de la electricidad en los escenarios del Mapa ACT y BLUE, 2005-2050

ca. Se reconoce que este será un gran paso para los países que dependen enormemente del carbón, pero será necesario y precisará de una cuidadosa gestión. Transporte En el escenario del Mapa ACT, se ahorra considerablemente energía y emisiones en el sector del transporte, o través de mejoras importante s en la eficiencia de vehículos convencionales y o través de una mayor penetración de los híbridos. En este sentido, son importantes los biocombustibles con bajo efecto en las emisiones de dióxido de carbono, sobre todo como sustitutos de la gasolina. Resulta esencial frenar la actual tendencia a comprar vehículos más grandes y más pesados. El escenario del Mapa BLUE presenta grandes retos para el sector del transporte exigiendo que se descarbonice

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este sector, lo cual probablemente será una opción más costosa en un sector dominado hasta el momento por los derivados del petróleo y los motores de combustión interno. Se espera que los biocombustibles con bajos contenidos en carbono desempeñen una función significativa en el escenario del Mapa BLUE, dentro de los límites de una producción y cosechas sostenibles. El transporte por carretera, mar y aire es el principal usuario de biocombustibles, puesto que otras opciones sin hidrocarbonos podrían ser muy caras de aplicar a estos modos de transporte. Aunque las pilas de combustible de hidrógeno y las baterías eléctricas son las alternativas principales para los coches, es difícil juzgar en este momento cuál de estas tecnologías (o combinación de ellos) será la más competitiva. Según supuestos bastante optimistas sobre el progreso tecnológico y las reducciones de costes, se prevé que los vehículos eléctricos y de pilas de combustible cues-

ten 6.500 USD más en 2050 que los vehículos convencionales. Según el escenario del Mapa BLUE, para el año 2050, tendrá que haber en las carreteras casi mil millones de vehículos eléctricos y de pilas de combustible. El transporte representa el área de inversión individual más amplia de los escenarios. La inversión adicional necesaria en el transporte asciende a 33 billones de USD en el Mapa BLUE y 17 billones de USD en el Mapa ACT. Industria Directa o indirectamente, la industria de manufactura representa más de un tercio del consumo de energía mundial y de las emisiones de CO2. Las industrias del hierro y el acero, así como del cemento representan aproximadamente la mitad de las emisiones de la industria; los productos químicos y petroquímicos son las

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otras grandes fuentes. La industria pesada ha ganado en eficiencia energética en los últimos años, guiada por la necesidad de gestión de los costes de la energía. Sin embargo, existen importantes posibilidades de aumentar la eficiencia, sobre todo en industrias menos consumidoras, principalmente a través de sistemas de motores más eficientes y la combinación del calor y la electricidad. También existen posibilidades de avances tecnológicos específicos de cada industria y para la aplicación de CCS. Reducir considerablemente las emisiones de CO2 en la industria es difícil. En el escenario del Mapa ACT, las emisiones de CO2 relacionadas con la energía procedentes de la industrio son 63% más elevadas en 2050 que en el año 2005. En el escenario del Mapa BLUE, son 22% inferiores al nivel actual, lo que refleja ampliamente la aplicación generalizada de CCS en plantas grandes con un elevado consumo. Los ahorros directos e indirectos de CO2 en el escenario del Mapa BLUE son sustanciales, con casi 10 Gt de CO2 por año. El escenario del Mapa BLUE precisa de una inversión adicional respecto al escenario base de 2,5 billones de USD en la modernización de plantas industriales (principalmente en los sectores del acero, el cemento y la pulpa) y un mayor despliegue de CCS. Tendencias en cuanto a eficiencia energética Se necesitan grandes mejoras respecto a las tendencia recientes de la eficiencia energética. Recientemente, la eficiencia energética en los países de la OCDE tan sólo ha mejorado por debajo de un 1% anual. Esto supone un fuerte descenso de la tasa lograda en los años inmediatamente posteriores a las crisis de los precios

del petróleo de principios de la década de los setenta. El escenario del Mapa ACT requiere mejoras sostenidas de la eficiencia energética global de un 1,4% anual y el escenario del Mapa BLUE demanda un 1,7%. Aunque estas diferencias porcentuales pueden parecer pequeñas, la diferencia de 0,3 puntos porcentuales entre los resultados del Mapa ACT y el Mapa BLUE se deriva en un ahorro final adicional de energía de 1.544 Mtoe en el año 2050 (un 20% del consumo mundial actual de energía). Investigación, desarrollo y demostración Algunas de las tecnologías necesarias para los escenarios BLUE todavía no se encuentran disponibles. Muchas otras precisan de mejora y reducción de costes. Por lo tanto, se necesitará un ingente esfuerzo en investigación, desarrollo y demostración. Si embargo, el gasto del sector público y privado en I+D+D en el sector energético ha descendido respecto a los niveles registrados en la década de los setenta y los ochenta, habiéndose estabilizado en un nivel relativamente bajo. La mayoría de los países de la OCDE gastan menos de un 0,03% del PIB. La excepción es Japón, que gasta un 0,08%. Actualmente, el gasto de I+D+D en energía del sector privado superó ampliamente el del sector público. Aunque resulta difícil establecer los detalles, estudios independientes han sugerido la necesidad de multiplicar por entre dos y diez el nivel actual de I+D+D del sector público. No fijamos ningún objetivo específico, pero está claro que se necesita una aceleración importante del esfuerzo en I+D+D para que aparezcan nuevas tecnologías y para reducir los costes de las que ya están disponibles. Se necesitan otros avances y soluciones de menor

coste para tecnologías críticas como la solar fotovoltaica, las plantas de carbón avanzadas, los biocombustibles avanzados, la captura de CO2, las baterías eléctricas o las pilas de combustible e hidrógeno. Incluso con grandes aumentos, el coste de I+D es relativamente modesto (normalmente un orden de magnitud inferior) al de programas de despliegue y demostración a escala total. Un I+D en energía bien dirigido representa una excelente rentabilidad. El apoyo gubernamental para la demostración a mayor escala de nuevas tecnologías que reduzca los riesgos de la primera fase de comercialización, también es necesario. Existe una necesidad urgente de demostración a escala total de plantas de carbón con sistemas CCS. La ciencia básica en ámbitos como la geología, la física, la química, los materiales, la bioquímica, la nanotecnología y las matemáticas aplicadas puede dar lugar a avances decisivos en áreas críticas. Mejorar la base científica y sus vínculos con la tecnología es esencial. Despliegue y aprendizaje tecnológico La mayoría de las nuevas tecnologías tienen costes superiores o los de las preexistentes. Sólo a través del aprendizaje tecnológico como resultado del despliegue en el mercado, pueden reducirse estos costes y adaptar el producto al mercado. Los gobiernos deben mejorar sus programas de despliegue. Las energías renovables de segunda generación, por ejemplo, la solar y los biocombustibles, están entre las tecnologías con mayor potencial. En el escenario del Mapa ACT; calculamos que es necesario gastar 2,8 billones

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de USD hasta el año 2050 en los costes adicionales (por encima del valor de mercado) de despliegue de la nueva tecnología. En el caso del escenario del Mapa BLUE, la cifra es de 7 billones de USD. Normativa Las barreras para el despliegue de nuevas tecnologías no siempre son rentables. Para superarlas, normalmente, las medidas políticas más eficaces son normativas y estándares cuidadosamente diseñados. Rígidas normativas sobre eficiencia en edificios, electrodomésticos y vehículos serán necesarias en todos los escenarios. Tanto en los países desarrollados como en aquellos en desarrollo, mejorar la normativa sobre eficiencia y fortalecer su aplicación suelen representar opciones políticas rentables y atractivas para la acción inmediata. Un elemento decisivo para el éxito de los escenarios BLUE será la aceptación pública de los estándares necesarios para lograr edificios de bajo y

ningún consumo energético y para multiplicar por cuatro el descenso en la intensidad de CO2 de los vehículos. Incentivos La inversión del sector privado es (y seguirá siendo) el factor principal para facilitar el despliegue y difusión de tecnología. La AIE ha debatido las implicaciones de los escenarios BLUE y ACT con responsables ejecutivos de tecnología de 30 empresas internacionales líderes. Estas resaltaron la urgente necesidad de diseñar e implantar una serie de medidas políticas que generarán incentivos económicos claros, predecibles y a largo plazo para la reducción de CO2 en el mercado. Sólo de esta forma, se capacitará a la empresa para acometer los programas de enorme inversión necesarios. Este análisis no trata de especificar los mecanismos que se necesitarán, al reconocer que esto es en cierta medida obje-

to de las negociaciones en el contexto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. En el caso de los escenarios ACT, hemos calculado que dichos mecanismos tendrán que ser suficientes para incentivar tecnologías que, cuando se comercialicen por completo, tendrán un coste marginal de 50 USD por tonelada de CO2 ahorrada. En el caso BLUE, la cifra es de al menos 200 USD por tonelada de CO2 ahorrada y podría ser de hasta 500 USD si el avance de las tecnologías clave resulta decepcionante. Los incentivos han de aplicarse globalmente en todas las principales economías, a través de una serie de medidas políticas. Los incentivos no tienen que ser necesariamente uniformes con el mismo valor para todas las tecnologías. En especial, en los escenarios BLUE, podría ser pertinente contar con programas específicos para las tecnologías más caras. Se deben implantar paquetes de medidas, que podrían adoptar varias formas, para los

Tabla 1. Planes de trabajo claves de este estudio Oferta

Demanda ●

Eficiencia energética en edificios y electrodomésticos

●

Bombas de calor

Eólica en tierra y mar

●

Calentamiento de espacios y agua por energía solar

●

Gasificación integrada en ciclo combinado de biomasa y co-combustión

●

Eficiencia energética en el transporte

●

Sistemas fotovoltaicos

●

Vehículos eléctricos y enchufables

●

Concentración de energía solar

●

Vehículos de pilas de combustible y H2

●

Carbón: gasificación integrada en ciclo combinado

●

Carbón: ultra supercrítica

●

CCS en la industria, H2 y transformación de combustibles

●

Biocombustibles de segunda generación

●

Sistemas de motores industriales

●

CCS en la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles

●

Plantas de energía nuclear

●

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países de la OCDE de aquí a 2020 y para otros países principales de aquí a 2030. Los escenarios BLUE asumen una mayor urgencia tras estas fechas. Para lograr un impacto total y para que se produzca una transición sin problemas es esencial que se establezca claramente de antemano las expectativas en cuanto a objetivos e incentivos. Opinión pública Los gobiernos tendrán que liderar la opinión pública, realizando la conexión entre la urgente necesidad de tratar el cambio climático (reconocida de forma general) y los proyectos específicos necesarios, que suelen encontrarse con la oposición pública. Ni los escenarios ACT ni los BLUE pueden lograrse sin un importante giro en las prioridades. En los escenarios BLUE, esto debe ser radical y urgente.

Avance en colaboración internacional La colaboración internacional resulta esencial para acelerar el desarrollo y el despliegue global de tecnologías energéticas sostenibles de la manera más eficaz. Ya existe una red para esto. La propia AIE tiene con diferencia la red más completa, en la que miles de expertos en tecnología de todo el mundo coordinan sus programas de tecnología energética. Los programas de tecnología energética de la UE, Asia Pacific Partnership, Carbon Sequestration Leadership Forum, Biofuels Partnership y la International Partnership for a Hydrogen Economy, el Generation IV International Forum, así como la Global Nuclear Energy Partnership son otros ejemplos importantes. Estas redes precisan de un fuerte liderazgo internacional de los políticos a nivel ejecutivo. Este libro ofrece los primeros intentos de generar planes de trabajo mundiales en relación con tecnologías energéticas clave.

Hemos identificado 17 tecnologías clave para la eficiencia energética, la generación de electricidad y el transporte. Son las claves de la revolución en materia de tecnología energética. Describimos las acciones necesarias para aprovechar sus posibilidades. Son específicas de cada tecnología y dependen, en parte, de su actual estado de desarrollo. Dichos planes pueden resultar especialmente útiles ofreciendo pautas sobre qué nivel de desembolso debería solicitarse a cada sector y tecnología, así como si este proceso se encuentra ya en el buen camino. Un mayor desarrollo de dichos planes de trabajo en virtud de pautas internacionales, reuniendo los programas de tecnologías energéticas de las principales economías, y en estrecha consulta con el sector, puede ofrecer el enfoque para una colaboración internacional mucho más estrecha, necesaria para lograr una revolución de la tecnología energética global. La AIE está lista para respaldar dicho esfuerzo y lograr un futuro energético sostenible. ■

Este documento se publicó originalmente en inglés. Aunque la AIE ha hecho todo lo posible por garantizar que esta traducción al español sea fiel al texto original en inglés, podrían existir ligeras diferencias Copyright para esta edición: OECD/IEA, 2008 No se permite reproducción, copia, transmisión o traducción de esta publicación sin previo permiso escrito. Las solicitudes deben enviarse a: Agencia Internacional de la Energía (IAE) Jefe de la Oficina de Comunicación e Información 9, Rue de la Fédération, 75739 Paris Cedex 15, France Cuadernos de Energía

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La necesidad de un proceso de innovación eficiente en el área de la energía en España

La necesidad de un proceso de innovación eficiente en el área de la energía en España Pablo Fernández Ruiz Presidente del Grupo de Trabajo de Innovación Energética del Club Español de la Energía Fue Director de Investigación de la Comisión Europea

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n este artículo se intenta compilar la serie de motivos que justifican el dar el mayor soporte posible al proceso de la innovación energética en España, desde todos los ámbitos capaces de influir en él, en la consideración de que es un país miembro de la UE e inmerso en los procesos que se lanzan desde Bruselas, pero con especificidades respecto a sus socios comunitarios. Adicionalmente, el desconocimiento de la opinión pública sobre la energía y su problemática, teniendo en cuenta su enorme importancia para el funcionamiento de nuestra sociedad y la inseguridad en la que se encuentran los países sin recursos propios como España, requiere el buscar mecanismos de divulgar e informar de forma eficiente, seria y directa sobre los problemas que se afrontan y las acciones que se van a desarrollar en busca de las posibles soluciones. Estos razonamientos han llevado a la creación del Think Tank “Innovación Energética” por el Club Español de la Energía.

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rácticamente toda actividad económica en la sociedad de nuestros días necesita la energía como un elemento indispensable para su desarrollo, por lo que se puede decir que la energía es el motor que cada día pone en marcha nuestra sociedad. Pero la opinión pública es cada día más sensible al efecto de la utilización de la energía en el medio ambiente. La preocupación sobre el cambio climático y sus posibles efectos es

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compartida por la mayor parte de los ciudadanos. Asimismo, el peso económico del coste de la energía y del sector energético en los países es cada día más importante y afecta a su capacidad de competir en un mundo globalizado.Todo esto conlleva que todo país defina como un objetivo prioritario el poder ofrecer a sus ciudadanos el suministro de una energía sostenible, segura y competitiva.

Pero en el presente serios retos amenazan la consecución de estos objetivos. La UE y en particular España, dependen fuertemente del exterior para su abastecimiento de los productos energéticos. Esta debilidad se agrava por la creciente concentración de las reservas petrolíferas mundiales en un reducido grupo de naciones. Es conocida por todos la situación presente en el mundo, en relación al suministro de los productos energéticos,

La necesidad de un proceso de innovación eficiente en el área de la energía en España

con unos precios rampantes e impredecibles, con una potencial inestabilidad geopolítica en muchas de las regiones suministradoras de estos productos energéticos y el potencial del uso político de la energía. No hay grandes dudas al nivel de la calle de que la posición de los 27 miembros de la UE en relación a las medidas a adoptar contra Rusia en el conflicto de Georgia ha estado muy influida por el rol de suministrador de productos energéticos que desempeña Rusia. La problemática de la energía se interrelaciona con la mayor parte de la políticas, desde las relaciones exteriores a las de competencia, desde el medio ambiente, al desarrollo, a la innovación y la competitividad. La complejidad de la situación a afrontar es tal que requiere una serie de medidas en múltiples dimensiones y que deben de coordinarse entre ellas. El desarrollo tecnológico y su implementación es la base para una economía de la energía segura y de bajo contenido en carbono. De forma unánime y a nivel global se concluye que el desarrollo de las tecnologías de bajo contenido en carbono y de las fuentes de energía autóctonas permitirá el conseguir los objetivos sobre el cambio climático a la vez que se promueve el crecimiento económico y la seguridad de aprovisionamiento.Tomar la iniciativa en esta área no solo es un reto sino una oportunidad especialmente para Europa que es excelente en el sector de la tecnologías energéticas. En esta línea, la UE considera que la tecnología está llamada a desempeñar un papel fundamental ante los objetivos de la nueva Política energética para Europa. Esta permitirá reducir los costes de las energías renovables (y convencionales), fomentar un uso eficiente y colocar a la

industria europea en la vanguardia mundial. Esto sucederá al acelerar la innovación de las tecnologías energéticas y, ulteriormente, impulsar a la industria europea para que transforme la amenaza del cambio climático y la seguridad de abastecimiento en oportunidades para aumentar su competitividad. Pero para esto es necesario un nuevo planteamiento, más estratégico e integrador de las capacidades europeas, en la forma de desarrollar la tecnología energética, comercializarla y utilizarla. La Unión invertirá entre 2007 y 2013 mil millones de euros al año en investigación e innovación tecnológicas (7PM + PIC: “Energía inteligente para Europa”) pero esto es una parte pequeña comparada con el total de los presupuestos de los Estados Miembros. Desde un punto de vista español es útil el analizar el valor de la innovación energética en España frente a esta situación, tomando en consideración los siguientes aspectos: ●

La necesidad para España de competir globalmente dentro de un contexto europeo con una sociedad basada en el conocimiento, el cual debe de acabar transformándose en productos y servicios que ayuden a nuestra competitividad

●

La debilidad que supone la fuerte dependencia española del exterior para su suministro de productos energéticos, mayor que la media comunitaria

●

La demanda cada día más fuerte del desarrollo sostenible para introducir tecnologías energéticas de bajo contenido en carbono, que deben ser eficientes en coste, y la necesidad de afrontar los objetivos de la UE dentro

del binomio “Cambio ClimáticoEnergía” ●

y los complejos desarrollos a nivel europeo en el área de las tecnologías energéticas, en particular el SET Plan

El proceso de Lisboa Un hecho muy relevante alumbrando el camino a seguir por las economías europeas para competir en el mundo global en el que nos movemos, fue el proceso que empezó en la cumbre de Lisboa del año 2000 en la que se lanzó de forma clara el proceso de la construcción de la Europa del Conocimiento así como el concepto del Espacio Europeo de la Investigación (ERA). Constatando que la globalización está cambiando dramáticamente la relación entre naciones y regiones, que los países miembros no competían globalmente de forma independiente, sino que la UE lo hacía en su conjunto y que Europa no puede competir con salarios bajos de sus trabajadores, se definió un objetivo para la fecha del 2010 de conseguir que Europa tuviera la economía basada en el conocimiento, más dinámica y competitiva del mundo, capaz de crear más y mejores puestos de trabajo, y capaz del crecimiento sostenible. Es interesante resaltar que en los últimos 20 años tres mil millones de personas han entrado en la economía global, de lo que se puede concluir que al menos, hay una adición de mil millones de trabajadores. Este simple hecho por si mismo demanda una revisión seria de las fortalezas y debilidades de la economía de cada país buscando el lugar que le pueda hacer más competitivo a escala mundial. El objetivo de Lisboa fue ratificado en el 2002, en la cumbre de Barcelona, en la

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que se hacia una clara referencia a la contribución del futuro Espacio Europeo de la I+D (ERA) a la competitividad global de Europa y se fijaba el objetivo de llegar a dedicar en la UE el 3% del PIB a labores de I+D para ese año 2010. Esto entendiendo que 2/3 de este presupuesto debía de venir de la iniciativa privada. De hecho, y como es sabido, Europa es capaz de crear conocimiento mejor que sus competidores globales pero no es capaz de convertir este en productos industriales tan eficazmente como aquellos. Como dato a considerar es el hecho de que el déficit entre la UE y los EEUU está precisamente en el tramo de alta tecnología, mostrando que la relación entre la ciencia y la tecnología patentada es más débil en la UE. Quizás esto es consecuencia de que los presupuestos que Europa dedica globalmente a la investigación son netamente inferiores a los de sus competidores y que descuida el último tramo del proceso de innovación, es decir la creación de productos y servicios a partir del conocimiento desarrollado. Está claro que se deben hacer importantes esfuerzos si se quiere llegar a conseguir el objetivo de Barcelona. Datos disponibles muestran que en 2006, la Europa de los 27 dedicaba 1.84% de su PIB a la I+D. En estos momentos, si se consideran válidas las informaciones proporcionadas por los países miembros, se puede llegar al 2.6% del PIB comunitario para 2010. Es importante apuntar que el proceso de Lisboa ha orientado a prácticamente todas las políticas europeas desde su creación y que ha sido ratificado prácticamente en todos los consejos europeos. Últimamente en el Consejo de Primavera de este año se ha concluido que se está en el inicio de un nuevo ciclo de la estra-

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tegia de Lisboa renovada. Se ha pedido a los PPMM que apoyen el desarrollo pleno del potencial de innovación y creatividad de los ciudadanos europeos sobre la base de la cultura y la excelencia científica que es base del crecimiento futuro, se ha recomendado el realizar esfuerzos suplementarios, incluyendo al sector privado, para invertir en conocimiento e innovación, y para la incorporación de las nuevas tecnologías en el sector de la energía, el contribuir a la formación del Espacio Europeo de la Investigación y a una mejor gobernanza del mismo, y, en el área de energía, se corrobora que el proceso de Lisboa se ve como el camino esencial para afrontar los problemas de seguridad de aprovisionamiento, de competitividad y de desarrollo sostenible. En resumen, el objetivo de Lisboa está más vigente que nunca y en el área de la energía se ve como un camino esencial para afrontar los problemas del presente. De hecho la presidencia francesa a invitado a los PPMM a una reflexión sobre el futuro de la estrategia de Lisboa más allá del 2010.

tenido ofrezca un balance entre las necesidades de I+D a nivel europeo, la necesidad de incrementar la innovación que produzca productos y servicios industriales y la educación. La actuación a nivel europeo ofrece una capacidad de acumular y estimular recursos para la creación de una masa crítica, el poder potenciar la excelencia y la capacidad de los recursos humanos a un nivel muy amplio y una capacidad de propiciar la integración de la I+D comunitaria.

España, dentro de la UE, es un país que después de haber estado en una progresión económica durante un periodo de tiempo largo, ahora busca un nuevo modelo productivo. Parece que el camino que ofrece el objetivo de Lisboa es el camino a seguir. Pero en este proceso España necesita dotarse de nuevos instrumentos en línea con esta realidad, que exige, entre otros, el revisar y mejorar su sistema de innovación, en particular en el área de las tecnologías energéticas.

Por lo tanto, desde el comienzo se ha entendido que la generación del conocimiento no debía pararse ahí, sino que este debía de acabar transformándose en productos y servicios que ayudaran a la competitividad de Europa. Y esto solo puede ser realidad si existe un proceso de innovación solido y eficiente.

La innovación en el sector de la Energía La UE ve toda actividad de I+D+i usando el triangulo conceptual educación, investigación, innovación, buscando que su con-

Desde el año 2000 se considera a la ciencia y a la tecnología como contribuyentes importantes para alcanzar los objetivos de Lisboa: crecimiento económico, creación de empleo, protección del medio ambiente y afrontar los retos sociales. En los artículos del Tratado de la CEE dedicados a la investigación se estipula que la razón de la existencia de las actividades en este área es el poder contribuir a la competitividad de la industria comunitaria.

El ERA, espacio europeo de la Investigación, se puede definir como un mercado interno del conocimiento donde la ciencia, las tecnologías y los investigadores se mueven libremente en Europa, en interés de una mayor competitividad de la Unión. La Comisión Europea está en estos momentos apoyando lo que se llama la quinta libertad, es decir el libre movimiento del conocimiento.

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A nivel europeo se está trabajando consistentemente en el desarrollo del ERA, en un proceso que se ha llamado el proceso de Liubliana, en que partiendo del desarrollo de una visión común de cómo debiera de ser este en 20 años, se pretende identificar e implementar las iniciativas y estrategias necesarias para materializar esta visión, y esto, poniendo en marcha una nueva gobernanza. Al hacer esto se reconoce que es necesario encontrar un nuevo balance entre la competición y la cooperación, y se reconoce que hay que ir más allá de los proyectos y las redes de hoy día. De hecho ya se ha reunido muy recientemente por primera vez el ERAB, un panel cuya misión es el ofrecer a la Comisión consejo independiente y de calidad en relación a la política europea en el área de la I+D. Después de la publicación del libro verde sobre el ERA en la primavera del 2007, y en línea con las conclusiones de este, ahora la Comisión está en el proceso de presentar propuestas en cinco áreas diferentes. Estas incluyen un partenariado para la movilidad y desarrollo de carrera de los investigadores, la base legal para asistir a los países miembros a desarrollar y financiar infraestructuras europeas en I+D, una recomendación sobre la gestión de los derechos de propiedad intelectual con un código de funcionamiento para universidades y otras organizaciones públicas de I+D, una propuesta para facilitar la programación conjunta de los programas de I+D de los países miembros, y un paquete sobre las bases que ayuden a la Unión y a los países miembros a desarrollar la colaboración internacional en ciencia y tecnología.

En este apartado es importante resaltar la importante reducción de fondos para la I+D en el área de la energía en los últimos años a todos los niveles en el mundo y en particular en Europa, y la necesidad de una reconsideración sería de las prioridades en I+D de forma que la importancia de este sector, de forma relativa y absoluta, quede reflejada en el volumen presupuestario que se merece. La situación energética española dentro de un contexto europeo De una forma prácticamente unánime los expertos a nivel global concluyen que la presente situación en relación a la energía, manteniendo las políticas presentes, no es sostenible. En primer lugar, se prevé que, si se mantienen la políticas actuales, la demanda global de energía aumentará un 60% en los próximos 30 años, creando una amenaza para la seguridad energética mundial, fundamentalmente por el desarrollo de las economías emergentes. El sistema europeo lo hará de forma mucho más limitada, lo que traerá como consecuencia que el presente peso del mercado europeo a nivel global se reducirá substancialmente y por lo tanto, su capacidad de influencia en los mercados mundiales. Es primordial el intentar disociar el crecimiento económico de la demanda energética, y aunque se está consiguiendo de forma ligera, este objetivo sigue muy vigente. En el presente, el consumo energético europeo está basado en los combustibles fósiles hasta un 80%, la mayor parte importados. De hecho, esta dependencia del exterior de la UE para el suministro de sus pro-

ductos energéticos, en el presente es del 50%, en el caso de España la dependencia es sensiblemente superior a la media comunitaria, y se prevé que puede aumentar hasta el 65% para el 2030, y esto, en un escenario de volatilidad de los precios del petróleo y ante un continuado potencial de inestabilidad geopolítica de muchos de los países suministradores. En el caso del petróleo los suministradores se concentran en un reducido número de naciones. La dimensión medio ambiental nos muestra que más del 80% de las emisiones de CO2, causa del cambio climático, están motivadas por la energía; los modelos disponibles muestran que no se cumplirá con el objetivo de Kyoto ni con el de las energías renovables para el 2010. Las previsiones de la AIE en relación a la capacidad mundial de reducir las emisiones de CO2 en los escenarios 2030 e incluso 2050 se muestran pesimistas y solo lo ven posible a cambio de enormes modificaciones en las políticas presentes, y en particular con un enorme esfuerzo en el área de las tecnologías energéticas. Es de destacar la creciente preocupación de la opinión pública por los efectos del cambio climático y sus efectos devastadores y la gran oportunidad que esto supone para disponer de una población debidamente educada en el uso sensato y responsable de la energía. Por otra parte se prevén mas de €16 trillones de inversiones en el campo de las infraestructuras en el campo de la energía a nivel global para el 2030 – enorme mercado potencial, pero la UE, un actor líder en el campo de las tecnologías energéticas a nivel global se encontrará ante una seria competencia de los otros bloques comerciales y en particular de las

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economías emergentes, si quiere beneficiarse de ello. Para hacer frente a esta situación el Consejo de la UE aprobó durante el año 2007 un paquete de medidas y políticas de gran envergadura en el área de la energía, ‘Una Política Energética para Europa’ que, a partir de un tratamiento exhaustivo de la problemática del presente, incluyendo aspectos medio ambientales, sobre el Mercado Único de la Energía, sobre el ‘Energy Mix’, la influencia y el papel de las relaciones internacionales en esta área, propone una serie de nuevos objetivos y una serie de medidas en un plan de acción que condicionan el futuro. Muy interesante para el tema que estamos tratando, es que incluye una propuesta para un Plan Estratégico Tecnológico Energético Europeo. La base fundamental de este paquete es un objetivo central común: la UE debe reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero provenientes de su consumo energético comparado con los niveles de 1990 en un 20% para el año 2020.Y esto a través de una reducción de la energía primaria del 20% producto de la eficiencia energética y con una contribución del 20% de las energías renovables en el “mix” energético europeo. Se apunta ya a una reducción de los gases de efecto invernadero de forma indicativa entre el 60% y el 80% para el año 2050. Todo esto en un contexto de negociaciones a nivel global para reducir el Cambio Climático, a la vez que se promueven nuevos puestos de trabajo y el crecimiento económico, y limitando la vulnerabilidad externa hacia las importaciones de gas y petróleo. Se dejan todas las alternativas de energía abiertas, incluyendo la generación nuclear. Se acentúa el que las tecnologías energéticas son más bien una opor-

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tunidad que un reto, reconociendo que la UE es líder en este área, y se apunta al enorme mercado potencial mundial en el área del suministro de energía. Se acuerda que las líneas que deben configurar toda acción futura deben seguir objetivos comunes de política energética, basados en la búsqueda de un aumento de la seguridad de aprovisionamiento, en una mejora del impacto medioambiental por la utilización de la energía y en la contribución a la competitividad de la industria europea. Un aspecto a resaltar del paquete de energía es el que identifica deficiencias estructurales en el sistema innovativo europeo en particular en el área de la energía y hace referencia específica a la reducción de los presupuestos disponibles los últimos años para la investigación y el desarrollo en este área e identifica la creación de las tecnologías energéticas como un elemento esencial para recuperar el camino sostenible en nuestro sistema energético europeo Las iniciativas europeas en el área de las tecnologías energéticas La situación de los últimos años de acceso a precios bajos a las fuentes de energía ha dejado a Europa con un interés tibio por la innovación en las tecnologías energéticas y por la inversión en nuevas tecnologías. El proceso de innovación en el área de la energía en Europa, desde su concepción hasta la implementación, sufre de debilidades estructurales intrínsecas. La oferta y la demanda de las nuevas tecnologías están desacopladas. Los procesos para la creación de la tecnología y su incorporación a los mercados es largo, con inver-

siones en los productos finales de gran magnitud. Las inversiones existentes en las tecnologías tradicionales y la inercia de la reglamentación existente crea grandes retos para la introducción de las nuevas tecnologías. Estas suelen ser mas caras que las que intentan substituir, frecuentemente con beneficios mas para la sociedad que para los compradores, requieren costes adicionales para su integración en los sistemas existentes y la aceptación social en muchos casos es un reto complejo. La intervención pública en el proceso de innovación en el sector energético está justificada pero siempre respetando las características que le son especificas. La competencia en el mercado de las tecnologías energéticas se realiza a nivel global. El tamaño del mercado, las inversiones necesarias y las capacidades de investigación necesarias exceden la dimensión que los países miembros de la UE pueden ofrecer independientemente. Las capacidades de generación de ciencia y tecnología en la UE están fragmentadas, son subcríticas y con multiplicidad de programas no alineados. Como conclusión se debe aceptar la necesidad de actuar de forma conjunta a nivel europeo, máxime, cuando según el informe Stern, el coste de la inacción en esta área es varios puntos de PIB superior a no hacer nada. Y de hecho, la serie de acciones en marcha a nivel europeo buscan el desarrollar en Europa de forma conjunta un portfolio de tecnologías energéticas líderes a nivel mundial. Los instrumentos de política de investigación tales como los programas marco y la política del Espacio Europeo de la investigación, se están diseñando para ponerse al servicio de los objetivos europeos en este área. Y se busca que las acciones de los PPMM en el área de la I+D+i que, globalmente, supo-

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nen mas del 85% del total de los presupuestos públicos, trabajen en esta dirección de forma concertada. La creación del Plan Tecnológico Estratégico Energético Europeo una oportunidad única de cara al futuro en esta área. El primer Plan Tecnológico Estratégico Energético Europeo (SET Plan) ha sido adoptado por el Consejo de la UE en otoño pasado, después de un proceso de consulta amplia con los actores principales de los diferentes sectores de la I+D comunitaria y los PPMM. El periodo que tiene en consideración no sólo es el horizonte del 2020/2030 sino aun más allá, incluyendo el horizonte 2050. De hecho no hay soluciones milagro para la problemática del conjunto energía-cambio climático. La búsqueda del suministro de energía de contenido de carbono bajo o cercano a cero requerirá más de medio siglo de actuación. Por esto es importante que la contribución a esta iniciativa sea a través de instrumentos estables en el tiempo, con estrategias bien calibradas y de amplio consenso Se ha confirmado la estrategia del ‘portfolio variado de tecnologías’ para el corto y medio plazo, y ahora se deberá seleccionar aquellas tecnologías ‘estratégicas’ para las cuales es vital que Europa encuentre maneras más eficientes de movilizar recursos y acelerar su desarrollo y su implementación a través de acciones integradas a nivel europeo de gran dimensión. Hay que aclarar que no se intenta seleccionar ‘ganadores’ sino el reconocer que las diferentes tecnologías tienen retos y barreras diferentes para la penetración de los mercados y que su comercialización se llevará a cabo en diferentes horizontes temporales. La contribución de los

PPMM en este proceso es fundamental para que este ´portfolio´ final satisfaga las necesidades de cada uno. Este plan, por lo tanto, se refiere no solo a aspectos relacionados con la I+D y la innovación, sino que debe de analizar el marco de políticas necesario para incentivar el proceso que induzca a la industria a proporcionar las tecnologías de bajas emisiones de CO2 del futuro. Aquellos aspectos de ‘fallos del mercado’, tales como los precios de las externalidades del carbono y las inversiones del presente sistema energético, así como las incertidumbres de cómo las políticas se desarrollaran en el futuro, actúan de forma negativa en las decisiones a invertir en la I+D y la innovación. Se debe de insistir y justificar el revertir le tendencia de hoy día en la que los presupuestos de I+D+I se han reducido casi un 50% desde los años ‘80. Una oportunidad que no se debe de perder Como resumen se puede apuntar que los países miembros de la UE han decidido que es necesario actuar ahora para afrontar la problemática europea de la energía. En consecuencia, se están definiendo una serie de políticas y de medidas, y se están poniendo en marcha un número importante de iniciativas, para las que nuestro país ha colaborado en su definición y que acepta, y a las que tiene que contribuir, y que evidentemente tienen unas implicaciones en nuestro sistema español. Una parte importante de este proceso es el desarrollo de las tecnologías de bajo contenido en carbono y de las fuentes autóctonas que faciliten la sostenibilidad y la seguridad energética y promuevan la competitividad.

Como ejemplos se pueden citar los 3 objetivos de política energética del 20% para 2020, la puesta en marcha del Plan Estratégico Tecnológico Energético, la creación de las plataformas tecnológicas a nivel europeo con sus correspondientes plataformas nacionales, la creación de las Iniciativas Tecnológicas Conjuntas (JTI) en sectores específicos, etc. Las oportunidades que este proceso ofrece recuerdan la muy conocida metáfora del tren que parte y que es aquí absolutamente aplicable para España. Es importante aclarar que la contribución de la innovación al proceso no pretende definir las tecnologías que se deben de utilizar sino apoyar la creación de un amplio portfolio de las mas prometedoras. La disponibilidad de estas nuevas tecnologías permitirán a los responsables de las tomas de decisión en el campo de la energía de hacerlo en las mejores condiciones llegado su momento. Es evidente que España va a seguir de cerca las iniciativas que se tomen a nivel europeo, y que va a participar e intentar influir en estos procesos según los intereses españoles. Pero para esto es necesario una visión de conjunto de lo qué pasa en cada momento, de los procesos que van a comenzar y sus potenciales consecuencias, intentando anticiparse a las decisiones. Pero también se van a necesitar amplios plazos para llevar a cabo los cambios. Todo esto exige una visión a medio y largo plazo, una acción colectiva eficiente, informada y concertada entre los actores, promoviendo su responsabilidad en la consecución del éxito, y una estabilidad de las estrategias a lo largo del tiempo. El conocer en cada momento los potenciales que España puede ofrecer o que

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puede conseguir en concertación con otros países o grupos y el incentivar estas nuevas alianzas será esencial para la consecución del éxito. A su vez se debe intentar corregir la importante reducción de recursos dedicados a la I+D en el área energética desde los años 80. Conectando de forma eficiente políticas, objetivos y acciones, en base a acuerdos a largo plazo a nivel político, generando un debate continuo involucrando a todos los actores principales, revisando el progreso de forma periódica y apoyando una cooperación selectiva a nivel internacional debe de ser el método a aplicar. Es necesaria una interrelación continua e intensa entre la política energética y la

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política de innovación, para que se definan estas estrategias a medio y largo plazo que permitan conseguir los objetivos de energía, de competitividad y de sostenibilidad que se desean alcanzar. La forma práctica de hacerlo puede ser el analizar el mapa tecnológico energético europeo y mundial, y situar a España dentro de este escenario presente de forma realista, con sus capacidades e intereses, y en consecuencia, definir a medio y largo plazo donde quiere estar. Pero para poder realizar un ejercicio creíble es importante el analizar los medios necesarios para conseguir lo que se quiere y actuar consecuentemente si no es posible.

La priorización es necesaria ya que el problema es muy amplio y no hay medios para todo. En esta priorización se deben de tener en cuenta las posibilidades de colaboración a nivel europeo e internacional que deben incentivarse en soporte de los objetivos definidos. Como último punto se debe de reconocer que los nuevos tiempos requieren un nuevo sistema de gobernanza del proceso de innovación energético, tanto europeo como nacional, entendiendo que se debe de considerar prioritaria la última etapa del proceso de innovación, es decir, la que corresponde a la incorporación de las tecnologías al mercado, de manera que la relación ciencia-industria se vea favorecida. ■

La energía nuclear: una actividad regulada

La energía nuclear: una actividad regulada María Teresa Domínguez Presidenta del Foro de la Industria Nuclear Española Antonio González Jiménez Director Técnico del Foro de la Industria Nuclear Española

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l descubrimiento de la fisión del átomo en 1938 y la obtención de la primera reacción automantenida de fisiones en cadena en 1942 abrió un horizonte de utilización de la energía nuclear con grandes posibilidades y beneficios para la humanidad si sus aplicaciones eran controladas.

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ste hecho dio lugar a la necesidad de establecer una regulación específica que garantizase su uso.Ya en 1946 (sólo cuatro años después del primer reactor de Fermi y un año después de terminar la II Guerra Mundial), se aprobó en Estados Unidos la primera Ley Nuclear (la Atomic Energy Act), que dispone que “la política de los Estados Unidos se basará en que el desarrollo y la utilización de la energía atómica se encauce, en la medida de lo posible, hacia la mejora del bienestar público y contribuir a la paz mundial”. El desarrollo de esta primera ley ha dado lugar a un conjunto completo de Derecho Nuclear que garantizó que esta fuente de energía fuese utilizada en beneficio de la sociedad, respetando el Derecho común. El resto de países también legislaron sus actividades nucleares mediante

entes de la Administración, como es el caso de España, donde se creó la Junta de Energía Nuclear, dependiente de la Presidencia del Gobierno. A nivel mundial se creó por las Naciones Unidas el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), encargado, entre otros aspectos, de armonizar los requisitos nucleares y promover una legislación coherente entre los diversos países por medio de recomendaciones (no vinculantes) y de Tratados que contuvieran principios y normas vinculantes para los países firmantes. Se crearon también organismos regionales, tales como EURATOM para los países del entonces llamado Mercado Común, y la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE, con fines paralelos. Por otra parte, funciona la Comisión Internacional de Protección Radiológica, que estudia los efectos de las radiaciones ionizantes en los seres

vivos y propone límites a la exposición de las personas que los países puedan incorporar a sus leyes y reglamentos. Las normas contenidas en los Tratados debían después incorporarse a las leyes de los países firmantes. Con ello, muchos países, entre ellos España, promulgaron leyes nucleares específicas. La regulación nuclear en España La regulación de la energía nuclear en España nació con las primeras ideas de su utilización: en los años cincuenta, prácticamente todas las funciones recayeron en la Junta de Energía Nuclear (JEN), que era responsable de la investigación, control de la seguridad nuclear y actividades relacionadas con el ciclo del combustible nuclear, correspondiendo al Ministerio de

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Industria, al igual que en la actualidad, la concesión de las autorizaciones a las instalaciones. Estas funciones de la Junta de Energía Nuclear se fueron transfiriendo, con el paso de los años, a otros organismos y empresas. Concretamente, la primera parte del ciclo de combustible nuclear, es decir, las actividades que van desde la minería del uranio hasta la fabricación del combustible nuclear, se encomendó a la Empresa Nacional del Uranio (hoy ENUSA Industrias Avanzadas) y la segunda parte, que incluye la gestión de los residuos radiactivos y el combustible gastado y el desmantelamiento de las instalaciones nucleares, a la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (ENRESA), mientras que las competencias en materia de seguridad nuclear y protección radiológica se trasfirieron al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), manteniéndose la JEN, hoy Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), como agente principal para el desarrollo de las actividades de I+D nuclear. Junto a estas instituciones, se desarrollaron toda una serie de empresas en el ámbito de la ingeniería, la construcción, la fabricación de bienes de equipo y los servicios, que han ido evolucionando con la incorporación de nuevas tecnologías adaptadas a las necesidades y requisitos del parque nuclear español, fomentando la creación de puestos de trabajos cualificados, el desarrollo de programas de garantía de calidad, el concepto de cultura de seguridad y una dependencia del exterior en un sector estratégico. Por lo que se refiere al marco normativo vigente, éste abarca diversas Leyes y Reales Decretos específicos, así como algunos

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Tratados y Convenios que se derivan, fundamentalmente, de nuestra pertenencia a organismos internacionales especializados en materia de energía nuclear, y a los que se hará referencia a continuación. La Ley básica en este ámbito es la Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear, que tiene por objeto regular el régimen jurídico de las aplicaciones pacíficas de la energía nuclear y las radiaciones ionizantes en España. Además de definir quienes son las autoridades y organismos competentes en la materia y el régimen de autorizaciones a las instalaciones nucleares y radiactivas, establece las medidas de seguridad nuclear y protección radiológica a que deben ajustarse las actividades. Asimismo, recoge el régimen de responsabilidad civil por daños nucleares, que incorpora a la legislación nacional los compromisos adquiridos en los convenios de París y de Bruselas en dichas materias. Por último, incluye un régimen sancionador, en el que se establecen los supuestos de infracción y las sanciones correspondientes en función de la gravedad de las mismas. Esta ley ha sido modificada en varias ocasiones, mediante otras leyes, con objeto de actualizar algunos aspectos de la misma. La otra Ley fundamental en esta materia es la Ley 15/1980, de Creación del Consejo de Seguridad Nuclear, mediante la que se crea este organismo como un ente de derecho público, independiente de la administración Central del Estado, con personalidad jurídica y patrimonio propio, y como único competente en España en materia de seguridad nuclear y protección radiológica. La Ley, entre otros aspectos, detalla sus funciones y establece su estructura y régimen de funcionamiento. La independencia del CSN se basa en que responde de sus actuaciones ante el

Parlamento, no ante el Gobierno, en su independencia económica y en el carácter preceptivo y vinculante de sus informes previos a la concesión de las autorizaciones por parte del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITYC). Esta Ley ha sido modificada recientemente mediante la Ley 33/2007, en la que se refuerzan los aspectos relacionados con la información y participación del público y la transparencia de sus actuaciones. Además de las dos leyes anteriores, también cabe citar la Ley 14/1999, que regula las tasas y los precios públicos a cobrar por la prestación de los servicios del CSN y la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, que regula el Fondo para la financiación de las actividades del Plan General de Residuos Radiactivos y procede a la transformación de ENRESA en entidad pública empresarial, considerando que la gestión de residuos radiactivos es un “servicio público”. Para desarrollar los aspectos básicos de la legislación nuclear, existen una serie de reales decretos, entre los que cabe citar como básicos los siguientes: ●

El Real Decreto 1836/1999, por el que se aprueba el Reglamento de Instalaciones Nucleares y Radiactivas, recientemente modificado por el Real Decreto 35/2008, que regula el régimen de autorizaciones necesarias para las instalaciones nucleares y radiactivas, así como el régimen de las licencias del personal, de las obligaciones de los titulares de dichas instalaciones y de las obligaciones de inspección y control.

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El Real Decreto 783/2001, por el que se aprueba el Reglamento de protección sanitaria contra radiaciones ionizantes, que traspone la Directiva 96/29

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anteriormente citada, y establece las normas relativas a la protección de los trabajadores y de los miembros del público contra los riesgos que resultan de las radiaciones ionizantes. El Real Decreto 158/1995, de protección física de los materiales nucleares, que incorpora las obligaciones derivadas de la Convención de protección física de los materiales nucleares, al objeto de proteger los materiales nucleares durante su manipulación, procesado, almacenamiento y transporte, frente a posibles actos de terrorismo o sabotaje. Por lo que se refiere a los Tratados y Convenios Internacionales, cabe citar en primer lugar el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea de la Energía Atómica (EURATOM), en vigor en España desde 1986, año de nuestra incorporación a la Unión Europea. Este Tratado, que es fuente de derecho derivado en forma de Reglamentos Europeos y de Directivas, supone la cesión de una parte de la soberanía nacional a un organismo supranacional, la comunidad EURATOM, que cuenta con instituciones propias: el Consejo, el Parlamento y la Comisión.

dos miembros, y directivas, cuya incorporación a los ordenamientos jurídicos nacionales requiere su transposición. Entre los reglamentos hay que destacar: ●

●

el Reglamento 302/2005/Euratom, sobre aplicación del control de seguridad de Euratom que establece un sistema de control por parte de la Comisión Europea para asegurarse de que los materiales nucleares se destinan a los usos declarados. Ello incluye medidas para la contabilidad del material o la comunicación a la Comisión de las características técnicas de las instalaciones.

Por lo que se refiere a las directivas, cabe citar las siguientes: ●

EURATOM tiene como misiones fundamentales el desarrollar actividades de I+D nuclear a través de los respectivos Programas Marco, el establecer normas básicas de obligado cumplimiento por los estados miembros en materia de protección sanitaria contra radiaciones ionizantes y el velar por la garantía de suministro de combustible nuclear y por que los materiales nucleares sean utilizados para los fines para los que están destinados y han sido declarados. Del Tratado Euratom, tal como se ha indicado, se derivan algunos reglamentos, que son directamente aplicables en los esta-

el Reglamento 1493/93/Euratom relativo al traslado de sustancias radiactivas entre Estados Miembros, que aplica al traslado de fuentes radiactivas y residuos radiactivos, exigiéndose al poseedor de la fuente la obtención de una declaración escrita por parte del destinatario de la misma sobre el cumplimiento de determinados requisitos.

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Directiva 96/29, de Protección sanitaria contra radiaciones ionizantes, transpuesta al ordenamiento jurídico español mediante el Real Decreto 783/2001, que aplica a toda práctica con fuentes naturales y artificiales de radiación ionizante y establece requisitos de autorización y notificación cuando los parámetros de actividad superen ciertos umbrales. Establece las dosis de radiación permitidas para trabajadores expuestos y para el público en general. Directiva 92/3, sobre vigilancia y control de traslados de residuos radiactivos entre estados miembros o terce-

ros países, transpuesta al ordenamiento jurídico español mediante el Real Decreto 2088/1994, que requiere la autorización expresa de los estados de tránsito y de destino para permitir el traslado de residuos radiactivos. Recientemente se ha aprobado una nueva directiva que la sustituye y que se encuentra en fase de transposición en los estados miembros. ●

Directiva 2003/122, sobre el control de fuentes radiactivas encapsuladas de alta actividad y de fuentes huérfanas, transpuesta al ordenamiento jurídico español mediante el Real Decreto 229/2006, que tiene por objeto reforzar el sistema de control sobre este tipo de fuentes, las cuales deben incluirse en un registro elaborado por cada estado miembro.

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Directiva 89/618, sobre información a la población en caso de emergencia radiológica, transpuesta al ordenamiento jurídico español mediante Orden del Ministerio del Interior de 1993, que establece tres grupos de personas, así como la información que ha de serle suministrada a cada uno de los grupos: aquellos que previsiblemente se verían afectadas por una emergencia radiológica, aquellas que, una vez ocurrida esta, se han visto afectadas, y el personal de socorro encargado de su asistencia.

Entre los Convenios Internacionales, también cabe citar los Convenios de París y de Bruselas sobre responsabilidad civil por daños nucleares, dentro del ámbito de la Agencia de Energía Nuclear (NEA) de la OCDE. Este régimen de responsabilidad civil se incluye en la Ley sobre Energía Nuclear 25/1964 y es desarrollado en el Decreto 2177/1967, por el que se

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aprueba el Reglamento de cobertura de riesgos nucleares. Estos Convenios obligan a los titulares de las instalaciones nucleares a establecer una garantía financiera para cubrir los posibles daños derivados de un posible accidente nuclear, así como a los estados miembros a establecer una cobertura suplementaria, hasta los límites fijados en los mismos. También cabe hacer referencia a otros Tratados o Convenios Internacionales relevantes en materia nuclear, como el Tratado de No Proliferación Nuclear (TNP), el Acuerdo de salvaguardias entre Euratom y el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) y el Protocolo adicional al Acuerdo de salvaguardias, cuyo fin es el de tratar de evitar el desvío de material nuclear hacia usos no pacíficos. Asimismo, cabe destacar varias convenciones dentro del seno del OIEA, como la Convención de protección física de los materiales nucleares, la Convención sobre pronta notificación de accidentes nucleares, la Convención sobre asistencia en caso de accidente nuclear, la Convención de seguridad nuclear y la Convención conjunta sobre seguridad en la gestión del combustible gastado y sobre seguridad en la gestión de residuos radiactivos, de las que se derivan una serie de obligaciones para España como estado parte de las mismas. Resultados de la aplicación de la regulación en las operación de las centrales nucleares españolas Todas las etapas del diseño, construcción, operación y mantenimiento de las centrales nucleares españolas se realizan teniendo como primera premisa la seguridad nuclear, esto es, que en ningún caso y bajo ningún concepto se produzcan accidentes que puedan poner en riesgo la salud y la

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seguridad de los trabajadores y el público en general. Por ello, la regulación anteriormente expuesta y que se aplica de forma estricta a todas las centrales nucleares en funcionamiento en nuestro país tiene como resultado el que la operación de las mismas se realiza con criterios de seguridad homologados internacionalmente y que además se lleva a cabo de forma abierta y transparente a la sociedad, a través del ejercicio responsable de la empresa explotadora y del organismo regulador. Uno de los aspectos de esta transparencia es la notificación de sucesos en las centrales nucleares, práctica homologada a nivel internacional, que utilizan los organismos reguladores de la seguridad nuclear y de la protección radiológica para analizar la experiencia operativa y el comportamiento de las centrales nucleares y extraer conclusiones sobre posibles implicaciones para la seguridad y su aplicabilidad para el conjunto del parque nuclear, a diferencia de lo que ocurre en otros sectores industriales y de actividad económica, donde no existe la obligación ni la exigencia de comunicar a la sociedad los incidentes que se producen en la operación de sus instalaciones. En España, la notificación de estos sucesos se ha realizado desde el inicio del funcionamiento del parque nuclear. Con la nueva Instrucción IS-10 de 25 de julio de 2006 del Consejo de Seguridad Nuclear, por la que se establecen los criterios de notificación de sucesos al Consejo por parte de las centrales nucleares, hay una mayor exigencia en el alcance del ámbito de la notificación, de tal manera que sucesos que anteriormente se comunicaban en los informes mensuales, trimestrales o anuales, han de comunicarse ahora en la

siguiente hora o en las 24 horas siguientes a su producción. El Consejo utiliza la información procedente de los sucesos como herramienta complementaria para supervisar el funcionamiento de las centrales y establecer las acciones correctoras necesarias. Con la información procedente de los sucesos, el Consejo realiza dos tipos de actuaciones: la primera, su clasificación en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares del OIEA (Escala INES), como medio de comunicación al público, y la segunda, el análisis de su repercusión en la seguridad de la central, a través de un comité de expertos. La Escala INES, adoptada en el año 1990, sitúa cada suceso en una escala del 0 al 7 para facilitar el entendimiento a los medios de comunicación y el público en general, teniendo en cuenta tres tipos de criterios: el impacto fuera y dentro del emplazamiento y la degradación de la defensa en profundidad. Los sucesos correspondientes a los niveles bajos (1 a 3) se denominan “incidentes” y los más altos (4 a 7) “accidentes”. Los sucesos que no tienen trascendencia para la seguridad son clasificados como nivel 0 (por debajo de la escala) y son denominados “desviaciones”. Por otra parte, el CSN analiza cada suceso notificado, con el objeto de comprender con precisión su naturaleza y sus causas. En la mayoría de los casos, las conclusiones son inmediatas y directas, pero en ocasiones resulta necesario realizar un análisis más pormenorizado y profundo, lo que explica que la obtención de conclusiones se demore en el tiempo. Estos últimos sucesos, los más significativos para la seguridad, son objeto de una inspección e investigación detallada por parte del CSN, empleando, si se considera necesario, metodologías de análisis de

La energía nuclear: una actividad regulada

causa-raíz reconocidas internacionalmente. Adicionalmente, con carácter mensual, se reúne el comité de expertos técnicos del CSN para analizar y categorizar los sucesos en función de su significación para la seguridad, determinando si las acciones correctoras adoptadas por los titulares han sido suficientes o si resulta necesario

establecer medidas adicionales. Todos los sucesos notificados por las centrales son publicados en la página web del CSN. La media de notificaciones del parque nuclear español ha descendido desde unos 80 sucesos al año, si se contabilizan desde el año 1990, a unos 63 sucesos al año en la última década. En los últimos años la

media de sucesos notificados por reactor y año en nuestro país es de 7 sucesos. Una comparación internacional muestra que este valor se sitúa en el término medio de las registradas en países como Estados Unidos (5), Alemania (7) y Francia (10). ■

Conclusiones

T

odas las actividades de la sociedad están sujetas al derecho común, que establece los derechos y obligaciones de los ciudadanos. La actividad industrial está regulada por las ramas correspondientes del derecho, y es potestad de los poderes legislativo, ejecutivo y judicial establecer las leyes, desarrollarlas en forma de reglamentos y normas, regular las conductas de las personas y entidades para que las cumplan y, por último, dirimir los conflictos causados por infracciones, siempre con el objetivo de que se ejecuten en beneficio de la sociedad. Este es el caso de las instalaciones nucleares y radiactivas españolas. Su prioridad es garantizar la seguridad en la producción de electricidad, tanto para los trabajadores, como para la población y el entorno exterior. Por ello, la regulación nuclear se ha aplicado de forma estricta en todas las instalaciones para operar siempre con los máximos niveles de exigencia común, comparables con los que se aplican en el ámbito internacional con criterios análogos y controlables. España ha seguido esta regulación y ha desarrollado todo un cuerpo normativo y legislativo específico para la utilización de la energía nuclear. Como resultado, todas las centrales nucleares han alcanzado y mantienen sus niveles de seguridad de acuerdo con los estándares internacionales y una completa transparencia operativa, apoyados por la industria nuclear, capacitada, competitiva, experta y homologada a nivel internacional. ■

Gráfico 1. Pirámide normativa

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Gestión de activos nucleares

Gestión de activos nucleares Javier de Pinedo Ingeniero Industrial

L

as centrales nucleares son unas instalaciones industriales que por su carácter singular están sujetas en todos los países a una autorización emitida por el correspondiente organismo regulador en la que se especifican las condiciones en que se permite su funcionamiento. La autorización o licencia o permiso de explotación adopta en cada país unas características particulares, si bien en todos ellos se apoyan sobre un fondo común constituido por unas bases legales, científicas y tecnológicas cada vez más extensamente aceptadas y, por tanto, más sólidas. La gestión de un activo industrial es una función del propietario que tiene para ello diversos instrumentos a su disposición: el modo de hacer el mantenimiento, la sustitución de componentes o elementos de la instalación y la competencia del personal gestor, son quizás los más importantes de ellos. Sobre esta práctica convencional, aplicable a cualquier activo industrial, como puede ser el automóvil propio, en el caso de una industria regulada hay que superponer las prácticas exigidas por el regulador, que no sólo define marcos y condiciones aceptables sino que también vigila su cumplimiento. Está claro que el resultado de estos dos conjuntos de prácticas y políticas no forman dos ámbitos distintos sino que la calidad o la excelencia en la explotación de un activo industrial regulado se logra con la completa integración de ambos en uno único agregado. En el caso de las centrales nucleares se ha extendido la idea de “cultura de seguridad” como esa doctrina integradora de las buenas prácticas industriales y reguladoras que asumida y cultivada por las organizaciones gestoras es capaz de crear la atmósfera adecuada para desarrollar una gestión “excelente” de las instalaciones. Al hablar de la renovación de las autorizaciones de centrales nucleares se suelen mezclar conceptos técnicos, económicos y regulatorios que significan cosas distintas. Principalmente, esta confusión se presenta al hablar de la duración o validez en el tiempo de las autorizaciones de operación. En el presente artículo se trata de exponer las ideas básicas y la metodología que constituyen lo que se ha llamado anteriormente el “fondo común” de las renovaciones de las autorizaciones de explotación de centrales nucleares con una referencia concreta al caso español. Gestión de activos industriales

U

n ACTIVO INDUSTRIAL es la materialización física de una inversión y resulta de la integración de estructuras, sistemas, equipos y componentes

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para constituir una instalación productora de algún bien o prestadora de un servicio. La VIDA DE DISEÑO de un ACTIVO INDUSTRIAL es un concepto de ingeniería que define el tiempo durante el cual

se espera que una instalación, estructura, sistema, equipo o componente funcione de acuerdo con sus especificaciones y en el marco de unas hipótesis de operación que constituyen sus límites de diseño. En

Gestión de activos nucleares

el caso de una instalación puede haber algunos componentes o equipos que deban sustituirse para mantener la VIDA DE DISEÑO de la instalación como conjunto. En definitiva, la VIDA DE DISEÑO define el objetivo de duración que se asigna al ACTIVO INDUSTRIAL de que se trate y el período de tiempo durante el cual este debe liberar todas sus prestaciones de manera eficiente y completa. Lógicamente, la VIDA DE DISEÑO de una instalación industrial compleja debe ser suficiente para permitir su amortización de modo que sea posible obtener una adecuada rentabilidad de la inversión, constituyéndose así en un elemento clave para determinar la viabilidad de una instalación industrial productiva. Los ingresos generados por un ACTIVO INDUSTRIAL vienen condicionados por su producción y de acuerdo con este principio los gestores deberán concentrarse en tres áreas básicas: ●

la fiabilidad de la instalación para no caer en pérdidas de producción

●

el posible aumento de la capacidad de producción

●

la ampliación del horizonte de funcionamiento o de la vida operativa de la instalación.

Para maximizar el objetivo de fiabilidad y desde luego para ampliar la capacidad de producción o la duración de la vida operativa, será preciso hacer INVERSIONES entendiendo por tales en una instalación en operación sólo aquellas que mejoran la funcionalidad o la capacidad de los equipos o componentes. Su finalidad consiste en enriquecer la instalación. 1

El ACTIVO INDUSTRIAL arranca su operación con una VIDA DE DISEÑO y fruto de su historia va teniendo en cada momento una VIDA UTIL, entendiendo por tal el tiempo que el activo puede estar todavía operativo en condiciones fiables y económicamente competitivas: es decir, seguirá siendo una inversión rentable. En función de su historia y de las modificaciones –INVERSIONES– que se hayan realizado sobre la instalación puede resultar que esta tenga una VIDA UTIL total superior o muy superior a su VIDA DE DISEÑO. En la Figura 1 se han representado esquemáticamente estas ideas y su interacción entre ellas. En todo caso, está claro que dos ACTIVOS INDUSTRIALES iguales y de la misma edad pueden tener vidas útiles muy distintas según sus respectivas historias. Activos nucleares La función reguladora Las centrales nucleares son activos industriales regulados. Dejando aparte su carácter eléctrico, por el que también están sujetos a la normativa específica de este sector, las centrales nucleares están sujetas en todos los países desarrollados a una legislación, una reglamentación y una normativa técnica específica y su actividad es objeto de supervisión por un Organismo Regulador al que se le atribuye la competencia exclusiva “en materia de seguridad nuclear y protección radiológica”. A este Organismo Regulador, con objeto de dotarle de la mayor independencia y eficacia, se le asigna independencia de la Administración General del Estado, personalidad jurídica y patrimonio propio.

Con las diferencias debidas a los diversos regímenes jurídicos y a las diferentes culturas administrativas, a este modelo responden la Nuclear Regulatory Commission (NRC) de los Estados Unidos y el Consejo de Seguridad Nacional (CSN) de España. Estados Unidos fue el país pionero en la utilización pacífica de la energía nuclear teniendo actualmente 104 centrales en operación. Creada en 1974 por el Congreso de ese país, la NRC ha desarrollado un cuerpo doctrinal imponente y una amplia experiencia en su implantación y en la vigilancia de su cumplimiento. Por ello y también porque la mayor parte de las centrales del resto del mundo responden a un diseño originalmente americano, muchos países han adoptado las normas y prácticas de la NRC como referencia para conformar sus propios criterios. En España, concretamente, siete de las ocho centrales en operación son de origen americano y el horizonte regulatorio de la NRC ha orientado desde el primer momento del programa nuclear español la acción reguladora española, incluso antes de la creación mediante Ley del CSN en 1980. La acción reguladora La acción reguladora se desarrolla a través de un proceso que está formado, básicamente por cuatro actividades: (1) el desarrollo de normas, guías y criterios orientadores, (2) la emisión de licencias y permisos para poseer material radiactivo y operar instalaciones nucleares, así como otorgar titulaciones para personal operador, (3) vigilar el funcionamiento de las instalaciones autorizadas para asegurar que se cumplen las condiciones establecidas, y (4) asegurar que las experiencias de

Véase www.nrc.gov, web que además de facilitar abundantísima información concreta, transmite un buen panorama del proceso regulador. Cuadernos de Energía

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Gestión de activos nucleares

Figura 1. Gestión de activos industriales

operación se realimentan a todas las actividades del proceso regulador1. La finalidad de la acción del Organismo Regulador está muy bien concretada en la misión del CSN español:

En otras palabras, para que una central nuclear pueda ser viable tiene previamente que ser segura. Experiencia española Permiso de Explotación

“proteger a los trabajadores, la población y el medio ambiente de los efectos nocivos de las radiaciones ionizantes, consiguiendo que las instalaciones nucleares y radiactivas sean operadas por los titulares de forma segura, y estableciendo las medidas de prevención y corrección frente a emergencias radiológicas, cualquiera que sea su origen”. Consecuencia de la regulación en la gestión de activos nucleares El carácter nuclear de una central hace que el primer objetivo para los gestores de la misma sea la seguridad y a ella se subordina la producción y la economía.

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Cuadernos de Energía

Superado un periodo inicial en el que coincidieron en el tiempo la entrada en operación de las primeras centrales nucleares y la construcción de las últimas, el CSN decidió a partir de 1995 otorgar los Permisos de Explotación de cada central por diez años, estableciendo con la misma periodicidad una revisión en profundidad de la seguridad de cada central. Así, las condiciones en que se concedía el permiso recogerían los resultados de cada una de estas revisiones periódica de seguridad. La autorización se concede en base al contenido de unos documentos presentados por el operador que una vez

aprobados por el CSN y unidos a las condiciones adicionales impuestas por él constituyen el marco en el que debe desenvolverse estrictamente la operación de la central. La adecuación de la operación de la central a este marco definido en el Permiso de Explotación es objeto de vigilancia constante por parte del CSN a través de auditorías, inspecciones, encuestas e incluso con el destino en cada central de inspectores permanentes. Estrategias de gestión Entre 1991 y 2004 se conceden los Permisos de Explotación de las ocho centrales actualmente en operación.Todos ellos, como ya se ha dicho, tienen una duración de diez años y en los propios permisos se definen las fechas en que debe presentarse al CSN la solicitud de renovación y

Gestión de activos nucleares

todos los documentos con los que se debe sustentar la petición. Esta documentación pasará a ser evaluada por el CSN, conjuntamente con la historia de la operación de la central y los resultados de sus propias inspecciones y análisis, para elaborar un informe sobre la renovación y en caso de ser éste positivo definir las condiciones que se incluirán en el nuevo Permiso de Explotación. Desde 1988, año en que entra en funcionamiento la última central,Trillo I, la gestión de activos nucleares ha venido desarrollándose ampliamente en España. Por una parte, recordando las áreas básicas de gestión que se señalaban en el apartado 2, se ha conseguido llevar el factor de disponibilidad desde un 78,3% en aquella fecha de 1988, hasta una horquilla de 91,4% / 93,8% en los cinco años que van de 2000 a 20042. Igualmente a través de unos fuertes procesos inversores de actualización tecnológica se han sustituido equipos y componentes y se han añadido, en algunos casos, sistemas nuevos y como resultado de esta estrategia se ha podido conseguir una mayor capacidad de producción, debidamente autorizada, como se muestra en la Figura 2. En 1990, la potencia nuclear instalada era de 7364 MW y en 2007 había subido a 7728 MW, cifra que incluía el descuento en 2006 de 150 MW correspondientes a la central José Cabrera que en dicho año se paró definitivamente3.

más sólido que ha ido recogiéndose en los diversos tipos de documentos previstos en el artículo 2 de la ley de creación del Consejo de Seguridad Nuclear (reformada por la Ley 33/2007): instrucciones, circulares, guías e instrucciones técnicas complementarias. En los últimos años, el CSN ha desarrollado un instrumento de supervisión del funcionamiento de las centrales nucleares que mediante un sistema de indicadores pretende presentar de manera continua una perspectiva completa de la central en cuanto a los diversos elementos que contribuyen a conformar la seguridad de la misma. El sistema es una adaptación del Reactor Oversight Process (ROP) de la NRC que aquí a pasado a denominarse “Sistema Integrado de Supervisión de las Centrales” (SISC). Está accesible a todo el mundo a través de la página web del CSN (www.csn.es) por lo que supone un ejercicio de transparencia que debe ser apreciado por su carácter insólito en el mundo de la comunicación industrial española. La complejidad del objetivo ha hecho que el SISC tuviera una puesta en marcha de varios años, habiéndose abierto al público en 2007, después de una rodaje de pruebas de casi dos años. No obstante, el CSN continúa trabajando en su ajuste con vistas a conseguir de él la mayor fiabilidad para lograr el objetivo original que se pretendía: transmitir al público en general una información fiable, transparente y completa sobre la situación de las centrales nucleares españolas4.

Desarrollo regulatorio Capital relacional Paralelamente, la acción reguladora se ha ido extendiendo y profundizando, creando un cuerpo doctrinal propio cada vez

Un signo muy positivo del nivel alcanzado en España en la gestión de los activos

2

UNESA:“Las Centrales Nucleares Españolas en 2007”.

3

UNESA:“Memoria estadística 2007”.

4

Véase el artículo de Javier Zarzuela en NUCLEAR ESPAÑA, nº 285, mayo 2008, pags. 16 a 18.

nucleares es el reconocimiento que supone la presencia constante y activa de los gestores españoles en las asociaciones y foros internacionales. En el mundo nuclear rige un principio de comunicación abierta por el que se pretende que cada central se beneficie de las “lecciones aprendidas” por las demás y pueda incorporarlas a su organización o a su instalación. En 1979, se creó en Estados Unidos el Institute of Nuclear Power Operations (INPO) con la misión de “promover los más altos niveles de seguridad y fiabilidad –promover la excelencia– en la operación de las centrales nucleares de generación eléctrica”. El programa nuclear español echaba entonces a andar y el sector nuclear decidió mantener allí un representante permanente como enlace con la industria nuclear americana teniendo la oportunidad de participar en sus programas como miembro extranjero y aprovechar, por tanto, toda la experiencia que se iba acumulando. Posteriormente, en 1989, las centrales nucleares españolas participaron en la creación de la Organización Mundial de Operadores (WANO), asociación que incluye a todos los operadores nucleares del mundo. Su misión consiste en “maximizar la seguridad y fiabilidad en la operación de las centrales nucleares mediante el intercambio de la información y el fomento de la comunicación, la comparación y la emulación entre sus miembros”. Las centrales españolas participan en todos los programas de WANO a través de las personas de sus organizaciones y reciben a misiones formadas por expertos de otras

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Figura 2. Evolución de la potencia del parque nuclear

centrales de todo el mundo que las auditan a través de Revisiones entre Iguales (PEER REVIEW) y, a su vez, participan en misiones de PEER REVIEW realizadas en otras centrales fuera de España. WANO e INPO mantienen una estrecha relación para integrar entre ambas organizaciones toda la experiencia mundial de operación de centrales nucleares. Por otra parte, las centrales nucleares españolas han pasado a asegurarse en Nuclear Electric Insurance Limited (NEIL), lo que por su carácter de mutua tiene una relevancia especial, ya que supone que las centrales españolas superan el

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nivel de calificación necesario para ser admitidas en la asociación. Por lo que respecta al ámbito de la innovación, el sector nuclear español participa activamente en proyectos específicos que son de su interés con el Electric Power Research Institute (EPRI), y en las asociaciones de propietarios de reactores de agua a presión (PWR) y de agua en ebullición (BWR) donde ha habido ocasión de desarrollar también importantes y productivas relaciones bilaterales. Finalmente, la Agencia Internacional de la Energía Atómica (IAEA) de Viena, organismo de la ONU, viene realizando misiones

específicas de análisis sobre la seguridad de las centrales, el tratamiento de las experiencias operativas y la cultura de seguridad. Esto ha permitido al sector nuclear español entrar en relación con un ámbito de expertos internacionales creadores de opinión y conocedores a fondo de las políticas nucleares de los países que integran la ONU. Operación a largo plazo Como ya se ha indicado, cada país ha seguido una política propia en lo que respecta la duración de las “licencias de operación” de las centrales nucleares. Hay países que otorgan licencias indefinidas, y

Gestión de activos nucleares

otros como Alemania (veinticinco años) o Estados Unidos (cuarenta años) que las dieron con una duración definida. La duración de cuarenta años que en Estados Unidos se asignó a la licencia de operación de las centrales nucleares se ha constituido en una referencia que en ocasiones se utiliza como idéntica a VIDA UTIL, cosa que ya se ha visto que no lo es. Esta duración de cuarenta años fue determinada basándose en lo que sería un período razonable de recuperación de la inversión y sin que ello supusiera que existían limitaciones técnicas para considerar duraciones más largas5. Su significado era, por tanto, que el peticionario de la licencia de operación debía probar que las estructuras, sistemas y componentes podían funcionar en condiciones de seguridad ese número de años. Continuando con la política de renovación de licencias en Estados Unidos, la NRC ha admitido peticiones de renovación de licencias de operación por encima de los cuarenta años habiendo otorgado ya numerosas renovaciones de hasta sesenta años. De hecho, casi la mitad de las 104 plantas que constituyen el parque nuclear americano funcionan actualmente con licencias de sesenta de duración lo que les permite planificar sus inversiones y asegurar así su futuro. En España, la legislación aplicable no establece una vida definida para las centrales nucleares y la vida de diseño, la extensión

de vida o la vida remanente son conceptos que no tienen un contenido legal explícito. A partir de las pautas internaciones, las centrales nucleares españolas han establecido como instrumentos de su gestión de activos unos Planes de Gestión de Vida Util y todas aquellas que en su nuevo período de explotación vayan a entrar en operación a largo plazo, superando, por tanto, los cuarenta años de VIDA DE DISEÑO, deberán presentar en su solicitud de renovación de licencia un Plan de Gestión y Evaluación Integrado del Envejecimiento (PIEGE). En la Figura 3 se esquematizan las áreas básicas que constituyen la solicitud de renovación de licencia en le caso de “operación a largo plazo”. Resumidamente, las partes 2 y 3 integran la historia de la central; la parte 1 une la historia de la operación de la central con el análisis que, consecuencia de ella y de las acciones de modernización, se prevé como futuro comportamiento de las estructura, sistemas, equipos y componentes que constituyen la central; y en la parte 4 se debe justificar como la central se adapta, se integra, en la nueva normativa que ha surgido con posterioridad a su diseño original y a las actualizaciones tecnológicas que haya realizado6. Volviendo a lo que llamamos al principio un fondo común, podríamos concretar este concepto abstracto en los siguientes elementos:

●

centrales que se han ido actualizando tecnológicamente. Que se han modernizado: sustituido equipos, implantado nuevos sistemas, que, en definitiva, están más próximas de hoy que de ayer, y que sus condiciones materiales son excelentes.

●

estas centrales con una excelente historia operativa, frutos de la sintonía entre la instalación y una plantilla experta, con experiencia transformada en mayor conocimiento.

●

una plantilla motivada, identificada con su responsabilidad y su trabajo, rejuvenecida, contando con experiencia y con nuevo personal que asegure la continuidad de una organización.

●

y una práctica internacional generalizada que valora positivamente la operación a largo plazo, que la fomenta y la acoge en sus políticas y que la concreta en el otorgamiento de licencias con una duración superior a los cuarenta años.

El valor de estas plantas como fuentes de generación eléctrica económica y libre de emisiones de CO2 para el futuro es muy importante Por ello se entiende que ya se haya empezado a hablar de “Más allá de los sesenta”, pensando en una vida de ochenta años para las actuales centrales nucleares7. ■

5 John GAERTNER:“Assuring Long Term Operability and High Performance of Existing Nuclear Power Plants.Technical Challenges and Opportunities”, EPRI, June 2008.

Una explicación concisa y muy clara del detalle de este proceso de renovación de permiso de explotación para centrales a largo plazo puede verse en R.A. FERNANDEZ:“Gestión de vida útil de activos nucleares. NUCLEAR ESPAÑA, julio-agosto 2008.

6

7

NRC:“LIFE BEYOND 60”.Workshop, febrero de 2008. Cuadernos de Energía

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Gestión de activos nucleares

Figura 3. Renovación de licencia para operación a largo plazo.

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Cuadernos de Energía

La oportunidad industrial de las renovables

La oportunidad industrial de las renovables Iñaki Garay Zabala Director de Redacción. Expansión

E

n la presentación del Balance Energético 2007 y perspectivas para 2008 se presentó como un hito que la producción con energías renovables hubiera superado el pasado año a la producción de origen nuclear. En total, las renovables aportaron el 19,8% de la producción eléctrica y el 7% de la energía primaria en 2007. La mayor parte de esa producción se sigue apoyando en la contribución de los 18.373 megavatios instalados de energía hidráulica, aunque la que más peso gana es la eólica, que ya supera los 15.000 megavatios instalados, de los que casi 3.400 megavatios entraron en funcionamiento el pasado año.

en solitario y sin el respaldo técnico que la utilización de las energías renovables para producir el 100% de la energía es viable técnica y económicamente-, pero lo cierto es que su crecimiento parece imparable y que en un futuro inmediato van a jugar un papel determinante. Sin ir más lejos, la ministra de Agricultura y Medio Ambiente, Elena Espinosa, ha ratificado recientemente que no habrá debate nuclear y, aunque en principio no hay por qué contraponer esta energía con el desarrollo de las renovables, lo cierto es que de alguna manera habrá que hacer frente a las necesidades energéticas que tendrá el país en los próximos años y en las próximas décadas.

Esto supone que la potencia instalada de energía eólica creció un 29% en 2007, mientras que su aportación al sistema lo hizo en un 16%. Pero no fue la eólica la que experimentó el mayor avance. Otras renovables como la fotovoltaica o los biocarburantes experimentaron crecimientos espectaculares, aunque bien es cierto que partían de parámetros más modestos.

En España, por ejemplo, el objetivo es que en 2012 las renovables supongan el 12% de la energía. El Plan de Energías Renovables 2005-2010 destinará en total casi 8.500 millones de euros a potenciar esta apuesta, de los que aproximadamente 3.500 millones se destinarán a ayudas a la inversión y a incentivos fiscales para biocarburantes, mientras que otros casi 5.000 millones irán a primar las nuevas instalaciones. El coste de la apuesta no es hasta el momento desdeñable, pero no es menos cierto que son muchos en todo el

Es posible que las energías renovables no sean una solución a corto a nuestros problemas energéticos –Greenpeace sostiene

mundo los que participan del entusiasmo que despiertan las energías limpias animados por una creciente concienciación ecológica. Además, lo cierto es que todas ellas han ido ganando en eficiencia a medida que se apostaba por ellas. La energía eólica, por ejemplo, que empezó hace tres décadas en plena crisis del petróleo, ha ido mejorando los aerogeneradores hasta fabricar equipos que alcanzan ya los tres megavatios de potencia y que empiezan a ser competitivos respecto a las centrales tradicionales.Y está previsto que en no mucho tiempo haya aerogeneradores de diez megavatios de potencia, que superarán los 150 metros de altura. Si las previsiones se cumplen y la apuesta no se detiene, en aproximadamente cuarenta años el 20% de la energía que se produzca en el mundo vendrá el viento. Aunque el viento sigue sin ser previsible, también en este campo ha habido avances sustanciales. Un sector prometedor Lo que es evidente es que la posibilidad de las energías renovables abre para España una oportunidad que va más allá de la apuesta puramente energética. Las

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La oportunidad industrial de las renovables

energías renovables son algo más que una alternativa energética. Por todo lo antes señalado son una prometedora industria en la que probablemente este país tiene algo que decir. No en vano, España es el tercer país con más instalaciones de energía eólica, tras Alemania y Estados Unidos. Cuenta con algunas de las empresas más importantes en este terreno como Iberdrola –la filial de renovables ha saltado al mercado y es seguida de cerca por un buen número de inversores- o Acciona, que tienen importantes planes de expansión en todo el mundo y que pueden actuar como locomotoras de los fabricantes.Y aquí es donde aparecen algunas de las empresas fabricantes de estos equipos como Gamesa, que es un referente internacional de primer nivel. Al tratarse de un sector en pleno desarrollo, el componente tecnológico ocupa también un papel relevante. Para un país como España, que no tiene muchas alternativas industriales, la posibilidad que se abre con las energías renovables no es desdeñable, más aún cuando esa industria tiene un creciente mercado internacional y cuando aparece como una oportunidad para desarrollar una tecnología propia.Ya ocurrió algo similar en el pasado, cuando en los años setenta con el impulso de la energía nuclear en España nacieron un buen número de empresas que se especializaron en la fabricación de equipos para esta industria, a pesar de que en aquel momento la tecnología central era fundamentalmente estadounidense, alemana y francesa. También España llegó a contar con un buen número de técnicos de primer nivel. Lamentablemente, la moratoria declarada poco tiempo después ha hecho que muchas de estas empresas, o las divisiones que trabajaban en el área nuclear, hayan desaparecido y que la mayor parte del conocimiento téc-

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nico esté a punto de perderse por la jubilación de un buen número de profesionales que participaron activamente en los programas de aquellos años. La energía eólica no es la única que tiene una posibilidad importante de desarrollo en España. La energía solar también ofrece importantes posibilidades. Las nuevas normas de edificación obligan a que en este país todos los edificios cuenten con instalaciones de energía solar térmica. Numerosos instaladores, fabricantes de equipos e ingenierías están empezando a crecer al rebufo de esta nueva industria. Pero si la solar térmica es importante no lo es menos la fotovoltaica, en la que España ocupa el segundo lugar en el mundo por detrás de Alemania. Precisamente allí, en pleno centro de Europa, los alemanes optaron por hacer una legislación muy favorable con importantes subvenciones para desarrollar la industria. En la actualidad hay instalados en España 500 megavatios –en todo el mundo hay instalados algo más de tres mil megavatios-, de los que 341 megavatios se pusieron en marcha en el pasado ejercicio.Y en este campo España cuenta también con algunas de las principales empresas del mundo, como Isofotón . El problema para el desarrollo de la solar fotovoltaica vuelve a ser el coste. El silicio necesario para la fabricación de las células fotovoltaicas tiene aún precios elevados.Y si esto no fuera suficiente, las células tienen una vida corta, ya que cada año que pasa son aproximadamente un diez por ciento menos eficientes, lo que dificulta la amortización de los equipos. Doble lenguaje El problema para las energías renovables sigue siendo su coste. Los datos que maneja Industria señalan que este año el

sobrecoste de este tipo de energías sobre la factura energética ascenderá a 2.700 millones de euros, una cantidad que crece exponencialmente respecto a los 2.200 millones de 2007 y los 1.500 millones de euros de 2006.Y este sigue siendo el principal problema para que los responsables políticos apuesten realmente por ellas, más teniendo en cuenta la dificultad para elevar la tarifas eléctricas. A pesar de que ante la opinión pública, el mensaje de las administraciones públicas es siempre muy favorable, luego la realidad es mucho más arisca. El grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables 2005-2010 está por debajo de lo previsto. Hasta el momento sólo la fotovoltaica está por encima de las previsiones y esto ha sido un problema para este tipo de energía. El fuerte desarrollo del pasado año ha llevado al Gobierno a plantearse la revisión de las primas, con una sustancial revisión de las mismas. La conclusión es sencilla: ya que han crecido por encima de lo esperado, empecemos a ahorrar con ellas. De momento, está previsto que el Gobierno empiece a discutir este mismo año el nuevo Plan que irá desde 2011 a 2020. Un proyecto que tendrá que fijar los apoyos que la Administración brindará a los diferentes tipos de energía y del que están pendientes tanto los productores como los distribuidores. “Setenta millones de euros tienen la culpa”, decía recientemente un fabricante de paneles fotovoltaicos. “Esa es la cantidad que el sector necesita para seguir desarrollándose”, para que consiga la estabilidad que reclaman los productores y los defensores de este tipo de energía. Setenta millones no parecen muchos, pero con la crisis encima el Gobierno empieza a mirar con lupa hasta el último euro. Lo urgente ha cerrado el paso a lo importante. ■

Notas personales✍