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MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL
SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MASTER
ANÁLISIS DEL MERCADO EUROPEO DE DERECHOS DE EMISIÓN DE CO2
Autor: Pedro Lucas García Madrid, Febrero 2006
Autoriza la entrega de la tesis de master del alumno:
Pedro Lucas García
LOS DIRECTORES
José Marcos González Conejero
Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……
Santiago Falcón de Andrés
Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……
EL TUTOR
Carlos Vázquez Martínez
Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……
Vº Bº del Coordinador de Tesis
Tomás Gómez San Roman
Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 1
Índice
1. Introducción ........................................................................................................................ 9
2. El Cambio Climático ......................................................................................................... 11
3. Proceso Político................................................................................................................ 18
3.1. La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático .......... 19
3.1.1. Objetivo ............................................................................................................ 19
3.1.2. Componentes .................................................................................................. 20
3.1.3. Instituciones .................................................................................................... 24
3.1.4. Informes y Examen ......................................................................................... 25
3.1.5. Financiación .................................................................................................... 26
3.2. El Protocolo de Kyoto .................................................................................................. 26
3.2.1. Compromisos y Normas Generales .............................................................. 26
3.2.2. Compromisos sobre Emisiones .................................................................... 27
3.2.3. Políticas y Medidas ......................................................................................... 28
3.2.4. Los Mecanismos de Kyoto ............................................................................. 28
3.2.4.1. Ejecución Conjunta .................................................................................... 29
3.2.4.2. Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) ......................................... 29
3.2.4.3. Comercio de derechos de emisión ........................................................... 30
3.2.5. Sumideros ........................................................................................................ 33
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3.2.6. Unidades Contables y Seguimiento .............................................................. 33
3.2.7. El Protocolo de Kyoto y la Unión Europea ................................................... 34
3.3. El Libro Verde ............................................................................................................... 35
3.3.1. La Comunidad Europea, el comercio de derechos de emisión y el Protocolo de Kyoto.......................................................................................... 35
3.3.2. Ámbito de aplicación del sistema comunitario de comercio de derechos de emisión ........................................................................................................ 37
3.3.3. Reparto inicial de los derechos de emisión ................................................. 39
3.3.4. Sinergia con otras Políticas y Medidas......................................................... 41
3.3.4.1. Relación con la Reglamentación Técnica ................................................ 41
3.3.4.2. Relación con los Acuerdos Medioambientales ....................................... 42
3.3.4.3. Relación con la fiscalidad energética ....................................................... 43
3.3.5. Cumplimiento y aplicación de compromisos............................................... 43
3.4. La Directiva 2003/87/CE ............................................................................................... 44
3.4.1. Objetivos .......................................................................................................... 45
3.4.2. Solicitud de permisos de emisión ................................................................. 46
3.4.3. Plan Nacional de Asignación y expedición de derechos............................ 47
3.4.4. Presentación, Cancelación y Transferencia de Derechos .......................... 47
3.4.5. Régimen Sancionador .................................................................................... 47
3.4.6. Elementos de flexibilidad ............................................................................... 48
4. Planes Nacionales de Asignación .................................................................................. 49
5. Actividades a las que aplica la directiva ........................................................................ 52
5.1. El Sector Eléctrico........................................................................................................ 52
5.2. Resto de sectores......................................................................................................... 56
5.2.1. Cemento ........................................................................................................... 56
5.2.2. Acero ................................................................................................................ 58
5.2.3. Papel y pasta de papel.................................................................................... 59
6. Coste de Oportunidad de los Derechos de CO2 ............................................................ 60
6.1. Formulación 1: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho ............. 61
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6.2. Formulación 2: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 1 ..................................................... 62
6.3. Formulación 3: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 2 ..................................................... 64
6.4. Plan Nacional de Asignación periodo 2008-2012...................................................... 65
7. Descripción del Modelo ................................................................................................... 67
7.1. Consideraciones Generales del Modelo .................................................................... 67
7.2. Datos de entrada .......................................................................................................... 68
7.2.1. Índices .............................................................................................................. 68
7.2.2. Parámetros....................................................................................................... 70
7.2.2.1. Demanda [D(i)] ............................................................................................ 70
7.2.2.2. Energía hidráulica y energía renovable [Ew(i), Er(i)] .............................. 70
7.2.2.3. Costes de combustible [Cc(t), Ccn] .......................................................... 71
7.2.2.4. Costes de operación y mantenimiento [Coym(t), Coymn] ..................... 72
7.2.2.5. Disponibilidad [Dis(t), Disn]....................................................................... 72
7.2.2.6. Factor de Emisión por Tecnología [alfa(t)]............................................... 72
7.2.2.7. Precio de la Multa y Precio del Derecho de Emisión [Pm, Pde]............. 73
7.2.2.8. Potencia Instalada por tecnología [Wn, W(t)] .......................................... 73
7.2.2.9. Derechos gratuitos asignados [PNA(i), PNAc(i)]..................................... 76
7.2.2.10. Capacidad de interconexión [Capl(i,i)] ................................................. 77
7.3. Variables........................................................................................................................ 79
7.4. Ecuaciones.................................................................................................................... 80
7.4.1. Función Objetivo ............................................................................................. 80
7.4.2. Restricciones ................................................................................................... 80
7.4.2.1. Demanda ...................................................................................................... 80
7.4.2.2. Limitación de Potencia............................................................................... 81
7.4.2.3. Limitación de Capacidad de la red............................................................ 81
7.4.2.4. Limitación de derechos gratuitos ............................................................. 81
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7.4.2.5. Mercado de derechos de emisión ............................................................. 81
8. Caso Base ......................................................................................................................... 83
8.1. Caso Base Tramo 1 ...................................................................................................... 85
8.2. Caso Base Tramo 2 ...................................................................................................... 95
8.3. Caso Base Tramo 3 ...................................................................................................... 96
9. Análisis de Sensibilidad................................................................................................. 110
9.1. Variación en Demanda ............................................................................................... 110
9.2. Variación en el Precio de Combustibles .................................................................. 116
9.3. Variación en la Potencia Nuclear Instalada ............................................................. 122
10. Conclusiones .............................................................................................................. 129
11. Desarrollos Futuros ................................................................................................... 131
Anexo I: Modelo. Caso Base .................................................................................................. 133
Anexo II: Solución del Modelo. Caso Base........................................................................... 145
Bibliografía:.............................................................................................................................. 148
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Índice de Figuras
Figura 1: El Efecto Invernadero................................................................................................... 12
Figura 2: Evolución Temperatura ................................................................................................ 13
Figura 3: Evolución de Gases de Efecto Invernadero................................................................. 14
Figura 4: Evolución de la Temperatura según los distintos modelos.......................................... 15
Figura 5: Evolución del Nivel del Mar según los distintos modelos ............................................ 16
Figura 6: Evolución de distintos parámetros una vez estabilizadas las emisiones .................... 17
Figura 7: Evolución Histórica de la Convención.......................................................................... 19
Figura 8: Países pertenecientes al anexo I................................................................................. 24
Figura 9: Proyectos de Ejecución Conjunta ................................................................................ 29
Figura 10: Mecanismo para un Desarrollo Limpio ...................................................................... 30
Figura 11: Comercio de Derechos de Emisió ............................................................................. 31
Figura 12: Precios medios del mercado en Europa y deficiencias en las interconexiones ........ 53
Figura 13: Intercambio de clientes ente compañías eléctricas en Europa ................................. 55
Figura 14: Producción de Cemento............................................................................................. 57
Figura 15: Función Objetivo Caso Base ..................................................................................... 85
Figura 16: Generación total Europa .......................................................................................... 108
Figura 17: Mercado de derechos .............................................................................................. 109
Figura 18: Análisis de Sensibilidad. Demanda.......................................................................... 111
Figura 19: Análisis de Sensibilidad. Demanda.......................................................................... 112
Figura 20: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa ............................... 113
Figura 21: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa ............................... 113
Figura 22: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa ............................... 114
Figura 23: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión .................. 115
Figura 24: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión .................. 115
Figura 25: Análisis de Sensibilidad. Precio de Combustible..................................................... 117
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Figura 26: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible .................................................... 117
Figura 27: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa.......... 119
Figura 28:Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa.
Tramo 1..................................................................................................................... 119
Figura 29: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa.
Tramo 3..................................................................................................................... 120
Figura 30: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Mercado de derechos de emisión.
Tramo 1..................................................................................................................... 121
Figura 31: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Mercado de derechos de emisión.
Tramo 3..................................................................................................................... 121
Figura 32: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada .............................................. 123
Figura 33: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada ............................................. 124
Figura 34: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa. .. 125
Figura 35: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa.
Tramo 1..................................................................................................................... 125
Figura 36: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa.
Tramo 3..................................................................................................................... 126
Figura 37: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión.
Tramo 1..................................................................................................................... 126
Figura 38: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión.
Tramo 3..................................................................................................................... 127
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Índice de Tablas
Tabla 1: Países pertenecientes a la Convención........................................................................ 23
Tabla 2: Países pertenecientes al anexo B................................................................................. 33
Tabla 3: Porcentaje de emisiones de CO2 por sectores ............................................................ 37
Tabla 4: Actividades afectadas por la directiva, anexo I ............................................................. 46
Tabla 5: Criterios aplicables a los PNA, anexo III ....................................................................... 50
Tabla 6: Estructura de los mercados nacionales en Europa ...................................................... 54
Tabla 7: Denominación de países en el modelo ......................................................................... 69
Tabla 8: Demanda por país......................................................................................................... 70
Tabla 9: Energías hidráulica y renovable por país...................................................................... 71
Tabla 10: Coste de combustible por tecnología.......................................................................... 71
Tabla 11: Coste de operación y mantenimiento por tecnología.................................................. 72
Tabla 12: Disponibilidad .............................................................................................................. 72
Tabla 13: Factor de emisión........................................................................................................ 73
Tabla 14: Capacidad instalada por tecnología en plantas tradicionales..................................... 74
Tabla 15: Capacidad instalada por tecnología en plantas de cogeneración .............................. 75
Tabla 16: Capacidad total instalada por tecnología.................................................................... 75
Tabla 17: Derechos gratuitos para electricidad y cogeneración ................................................. 76
Tabla 18: Capacidad de interconexión........................................................................................ 78
Tabla 19: Función Objetivo en el Caso Base.............................................................................. 84
Tabla 20: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 1................................................................. 91
Tabla 21: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 1 ................................................. 95
Tabla 22: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 3............................................................... 101
Tabla 23: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 3 ............................................... 105
Tabla 24: Países con diferencias. Generación ......................................................................... 107
Tabla 25: Países con diferencias. Mercado de derechos ......................................................... 108
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Tabla 26: Análisis de sensibilidad. Demanda. Casos. .............................................................. 111
Tabla 27: Análisis de sensibilidad. Precio Combustible. Casos. .............................................. 116
Tabla 28: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Casos................................... 123
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1. Introducción El mercado de derechos de emisión de CO2 es ya una realidad en la Unión Europea. Dicho
mercado es uno de los resultados finales de un proceso que comenzó hace 34 años, en 1972,
cuando las Naciones Unidas empezaron a cuestionarse las razones de un posible cambio
climático.
En 1997 se redacta el Protocolo de Kyoto. Uno de sus mecanismos, el mercado de derechos
de emisión, se pone en funcionamiento para hacer económicamente eficientes las medidas de
mitigación del cambio climático. Dicho mercado comenzará a funcionar en el año 2008 ya que
el primer periodo de compromiso es 2008 – 2012. Para dicho periodo la Unión Europea se ha
comprometido a reducir sus emisiones globales un 8%. Para adquirir experiencia en el
mercado de emisiones, antes de la fecha de implantación mundial del mismo, la Unión
Europea, a través de la directiva 2003/87/CE, creó un mercado entre los Estados miembro que
empezó a funcionar en el año 2005.
El objetivo de esta tesis es analizar el comportamiento de dicho mercado de derechos de
emisión. Se considerará cómo afecta al sector eléctrico en todos los países de la Unión
Europea, cómo influye en la producción de electricidad, las tecnologías de sustitución, etc. Para
ello se ha desarrollado un modelo de optimización que permite obtener, minimizando los costes
en Europa, la producción de electricidad con tecnologías térmicas en todos los países.
En la primera parte del documento se presenta una justificación científica de por qué se ha
hecho necesario el control de las emisiones de gases de efecto invernadero, considerando
fundamentalmente los resultados del tercer informe de evaluación del grupo internacional de
expertos sobre el cambio climático; se describe el proceso político que ha seguido la protección
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del cambio climático, desde 1972, con la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio
Ambiente Humano, hasta la Directiva Europea 2003/87/CE ya mencionada; se definen las
líneas generales de los Planes Nacionales de Asignación realizados por los Estados miembro y
se hace una descripción de los sectores afectados por la directiva.
En la segunda parte se describe el modelo que se ha elaborado, los parámetros, variables,
ecuaciones… Se presentan los resultados detallados obtenidos al resolver el modelo para un
escenario realista y se realiza un análisis de sensibilidad modificando alguno de los parámetros
empleados en el mismo.
Por último se presentan una serie de conclusiones y se comentan algunos desarrollos futuros
que podrían añadirse al modelo.
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2. El Cambio Climático
El sistema climático está formado por cinco componentes:
1. Atmósfera (capa gaseosa que envuelve la Tierra)
2. Hidrosfera (agua en estado líquido)
3. Criosfera (agua en estado sólido)
4. Litosfera (el suelo)
5. Biosfera (seres vivos)
El clima es consecuencia de las interacciones entre estos cinco componentes y responde a un
equilibrio entre ellos.
La energía que alimenta el comportamiento y la evolución del sistema en su conjunto viene
dada por el sol en forma de radiaciones de onda corta. Una parte de la energía recibida es
reflejada por la superficie de la tierra en forma de radiaciones de onda larga. El equilibrio se
alcanzaría con una temperatura en la superficie de -18 ºC; sin embargo en la atmósfera existen
ciertos gases que absorben parte de esa energía reflejada, estableciendo el equilibrio a una
temperatura de 15ºC. Este fenómeno natural es conocido como “efecto invernadero”.
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Figura 1: El Efecto Invernadero [UNFC04]
Los gases de efecto invernadero, principalmente, son:
- El Dióxido de Carbono (CO2)
- El Metano (CH4)
- Los Óxidos de Nitrógeno (NOx)
- Los Clorofluorocarbonos (CFC)
Existen datos que confirman que a lo largo del último siglo las temperaturas globales en la
superficie del planeta han aumentado (0,6 ± 0,2 ºC). También se ha incrementado la
frecuencia de ciertos fenómenos climáticos extremos; hay retrocesos en la extensión de nieve -
en torno a un 10% - desde finales de la década de 1960, y las mediciones con mareógrafos de
los niveles del mar indican que éste ha sufrido un aumento de entre 0,1 y 0,2 m a lo largo del
último siglo.
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Figura 2: Evolución Temperatura [IPCC01]
Se ha analizado que las concentraciones atmosféricas de CO2 se han incrementado un 31%
desde 1750. Las de CH4 se han incrementado un 151% desde la misma fecha - y siguen
subiendo - y las de Oxido Nitroso un 17%.
Por el contrario, desde 1995 las concentraciones de algunos gases carbonados (que también
destruyen la capa de ozono) están incrementándose más lentamente, o incluso descendiendo,
como resultado de los acuerdos de Montreal. El Protocolo de Montreal fue suscrito en 1987 y
propone reducir la emisión de gases CFC, halones y bromuro de metilo, ya que considera su
presencia en la atmósfera como la principal causa del adelgazamiento de la capa de ozono. De
cualquier forma los gases que los sustituyen están incrementándose y son de efecto
invernadero.
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Figura 3: Evolución de Gases de Efecto Invernadero [IPCC01]
La influencia de los principales gases de efecto invernadero en el calentamiento mundial es la
siguiente:
- CO2: 50%
- CH4: 18%
- N2O: 6%
En el Tercer Informe de Evaluación del Cambio Climático, realizado en el año 2001 por el
Grupo Intergubernamental de expertos sobre el Cambio Climático, se han desarrollado una
serie de “escenarios” que combinan diferentes evoluciones de los distintos factores
(parámetros climáticos, posible devenir de la sociedad, etc) contemplados hasta 2100. Los
resultados están comprendidos entre dos extremos:
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- Aumento de 1,4 ºC en la temperatura media global, 5% de precipitación y 9 cm de
nivel del mar; si la población se estabiliza en 7.000 millones y la humanidad
minimiza sus emisiones de gases de invernadero utilizando la mejor tecnología
disponible.
- Aumento de 5,8 ºC en la temperatura media global, 10% en las precipitaciones y 88
cm, de media, en el nivel del mar; si la población se estabiliza hacia los 10.000 –
12.000 millones y las actividades humanas no se ordenan en cuanto al desarrollo y
a la producción de energía sin emisiones.
Figura 4: Evolución de la Temperatura según los distintos modelos [IPCC01]
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Figura 5: Evolución del Nivel del Mar según los distintos modelos [IPCC01]
En el informe los expertos también concluyen que una vez que se hayan estabilizado las
concentraciones de gases de efecto invernadero, las temperaturas medias globales en la
superficie seguirán incrementándose; aunque sólo unas décimas de grado por siglo, en lugar
de los varios previstos en caso de no llegar a dicha estabilización.
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Figura 6: Evolución de distintos parámetros una vez estabilizadas las emisiones [IPCC01]
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3. Proceso Político
El proceso político de alerta ante la evolución del clima se inicia en 1972 con la Conferencia de
las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente Humano (CNUMAH), con la que se emprenden
las actividades necesarias para mejorar la comprensión de las causas naturales y artificiales de
un posible cambio climático.
La primera Conferencia Mundial sobre el Clima tiene lugar en 1979. Durante el decenio de
1980 la preocupación pública por las cuestiones ambientales va en aumento. En 1988, la
Asamblea General de las Naciones Unidas aprobó la resolución 43/53 en la que se pedía “la
protección del clima para las generaciones actuales y futuras de la humanidad”.
Durante ese mismo año se crea el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio
Climático (IPCC), para orientar y evaluar la información científica sobre este tema. En 1990, el
IPCC publica su primer informe de evaluación, en el que se confirma que la amenaza del
cambio climático es real.
En la segunda Conferencia Mundial sobre el Clima, celebrada también en 1990, se pide la
creación de un tratado mundial; así se ponen en marcha las negociaciones acerca de una
convención sobre el cambio climático.
En junio de 1992, en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y
Desarrollo (o Cumbre de la Tierra) celebrada en Río de Janeiro, la nueva Convención Marco de
las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático se abre a la firma. Ocho años más tarde se
habían adherido a la Convención 188 Estados y la Comunidad Europea.
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En mayo de 1994 entró en vigor; desde entonces, las Partes en la Convención (los países que
han ratificado o aceptado el tratado, o se han adherido a él), se han reunido anualmente en la
Conferencia de las Partes. Su objetivo es impulsar y supervisar la aplicación y continuar las
conversaciones sobre la forma más adecuada de abordar el cambio climático.
En la tercera Conferencia de las Partes, celebrada en Kyoto (Japón) en diciembre de 1997 se
aprobó una considerable ampliación de la Convención, en la que se esbozan compromisos
jurídicamente vinculantes. Es el protocolo de Kyoto.
Figura 7: Evolución Histórica de la Convención [UNFC04]
3.1. La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
3.1.1. Objetivo
El objetivo último de la convención es “… lograr la estabilización de las concentraciones de
gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropogenias
peligrosas en el sistema climático…”.
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El nivel de concentración propuesto debería lograrse en un plazo suficiente para permitir que
los ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de
alimentos no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera
sostenible.
Los principios de la Convención tienen las siguientes bases:
- Equidad y responsabilidades comunes, pero diferenciadas. Los países
industrializados, históricamente, han contribuido más al problema y disponen de
más recursos para resolverlo.
- Un planteamiento basado en la precaución. Hay muchas incertidumbres acerca del
cambio climático, pero si se espera a tener certezas antes de adoptar iniciativas, o
medidas precautorias, se corre el riesgo de llegar demasiado tarde para evitar los
efectos más graves.
- Se reconoce que el desarrollo y el cambio climático están mutuamente
relacionados, y que las pautas de consumo de energía, de aprovechamiento de la
tierra y de crecimiento demográfico son los principales factores del uno y del otro.
En la Convención se considera que el crecimiento económico y el desarrollo
sostenible son fundamentales para abordar el cambio climático.
3.1.2. Componentes
La Convención divide a los países en tres grupos de acuerdo a sus diferentes compromisos:
Partes incluidas en el anexo I
Son los países industrializados que eran miembros de la Organización de Cooperación y
Desarrollo Económicos (OCDE) en 1992, y las Partes en proceso de transición a una economía
de mercado (la Federación de Rusia, los Estados Bálticos y varios Estados de Europa Central y
Oriental).
La Convención otorga “cierto grado de flexibilidad” a las Partes en proceso de transición a una
economía de mercado. Varias de esas partes han hecho uso de esa flexibilidad y han
seleccionado un año de referencia distinto de 1990 para los compromisos específicos.
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Partes incluidas en el anexo II
Son los países miembro de la OCDE incluidos en el anexo I, pero no los países en proceso de
transición a una economía de mercado. Deben ofrecer recursos financieros para permitir a los
países en desarrollo emprender actividades de reducción de emisiones y ayudarles a
adaptarse a los efectos negativos del cambio climático. Además, tomarán todas las medidas
posibles para promover el desarrollo y la transferencia de tecnologías a las Partes que son
países en desarrollo y con economías de transición. Dicha financiación se encauza
fundamentalmente a través del mecanismo financiero de la Convención.
Partes no incluidas en el anexo I
Son, en su mayoría, países en desarrollo. Algunos grupos de países son reconocidos por la
Convención como “especialmente vulnerables” a los efectos del cambio climático; en particular
países con zonas costeras bajas o con zonas expuestas a sequía y desertificación, o bien
vulnerables a los efectos adversos de las medidas de respuesta a los cambios climáticos, como
los países cuya economía depende de la producción y exportación de combustibles fósiles.
Los 48 países calificados por las Naciones Unidas como “países menos adelantados” reciben
una consideración especial debido a su limitada capacidad de respuesta al cambio climático y
de adaptación a sus efectos negativos. Se insta a las partes a tomar en cuenta las situaciones
especiales de los países menos adelantados al adoptar medidas respecto a la financiación y la
transferencia de tecnología.
Las partes que forman parte de la Convención aparecen en la siguiente tabla. Figuran en Azul
las que forman parte del anexo I, y marcados con dos asteriscos los que se encuentran en
transición a una economía de mercado.
Afghanistan Albania Algeria
Angola Antigua and Barbuda Argentina
Armenia Australia Austria
Azerbaijan Bahamas Bahrain
Bangladesh Barbados Belarus**
Belgium Belize Benin
Bhutan Bolivia Bosnia and Herzegovina
Botswana Brazil Bulgaria**
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Burkina Faso Burundi Cambodia
Cameroon Canada Cape Verde
Central African Republic Chad Chile
China Colombia Comoros
Congo Cook Islands Costa Rica
Côte d'Ivoire Croatia** Cuba
Cyprus Czech Republic** Democratic People's Republic of Korea
Democratic Republic of the Congo Denmark Djibouti
Dominica Dominican Republic Ecuador
Egypt El Salvador Equatorial Guinea
Eritrea Estonia** Etiopía
European Economic Community Fiji Finland
France Gabon Gambia
Georgia Germany Ghana
Greece Grenada Guatemala
Guinea Guinea Bissau Guyana
Haiti Honduras Hungary**
Iceland India Indonesia
Iran (Islamic Republic of) Ireland Israel
Italy Jamaica Japan
Jordan Kazakhstan Kenya
Kiribati Kuwait Kyrgyzstan
Lao People's Democratic Republic Latvia** Lebanon
Lesotho Liberia Libyan Arab Jamahiriya
Liechtenstein Lithuania** Luxembourg
Madagascar Malawi Malaysia
Maldives Mali Malta
Marshall Islands Mauritania Mauritius
Mexico Micronesia (Federated States of) Monaco
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Mongolia Morocco Mozambique
Myanmar Namibia Nauru
Nepal Netherlands New Zealand
Nicaragua Niger Nigeria
Niue Norway Oman
Pakistan Palau Panama
Papua New Guinea Paraguay Peru
Philippines Poland Portugal
Qatar Republic of Korea Republic of Moldova
Romania** Russian Federation** Rwanda
Saint Kitts and Nevis Saint Lucia Saint Vincent and the Grenadines
Samoa San Marino Sao Tome and Principe
Saudi Arabia Senegal Serbia and Montenegro
Seychelles Sierra Leone Singapore
Slovakia** Slovenia** Solomon Islands
South Africa Spain Sri Lanka
Sudan Suriname Swaziland
Sweden Switzerland Syrian Arab Republic
Tajikistan Thailand The former Yugoslav Republic of Macedonia
Togo Tonga Trinidad and Tobago
Tunisia Turkey Turkmenistan
Tuvalu Uganda Ukraine**
United Arab Emirates United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland
United Republic of Tanzania
United States of America Uruguay Uzbekistan
Vanuatu Venezuela Viet Nam
Yemen Zambia Zimbabwe
Tabla 1: Países pertenecientes a la Convención
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Pedro Lucas García 24
En el siguiente mapa aparecen marcados los países pertenecientes al anexo I:
Figura 8: Países pertenecientes al anexo I
3.1.3. Instituciones
El máximo órgano responsable de la toma de decisiones de la Convención es su Conferencia
de las Partes. Se reúne todos los años y examina la ejecución de la Convención, toma
decisiones acerca del desarrollo de las normas de esta y negocia nuevos compromisos.
Existen otros dos órganos que se reúnen, al menos, dos veces al año para realizar los
preparativos para la Conferencia de las Partes:
- Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico.
Asesora a la Conferencia de las Partes acerca de materias de carácter científico,
tecnológico y metodológico; en particular, dicta las directrices para mejorar las
normas de las comunicaciones nacionales y los inventarios de emisiones.
- Órgano Subsidiario de Ejecución.
Ayuda a evaluar y examinar la ejecución de la Convención. Se ocupa también de
las cuestiones financieras y administrativas.
Una Secretaría integrada por funcionarios internacionales presta apoyo a todas las
instituciones relacionadas con el proceso del cambio climático. Organiza las reuniones de los
órganos de la Convención, ayuda a las Partes a que cumplan sus compromisos, compila y
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Pedro Lucas García 25
divulga datos e información y asegura la coordinación necesaria con los demás órganos
internacionales pertinentes.
Otros dos órganos que ofrecen servicios a la Convención, aunque oficialmente no forman parte
de ella, son:
- El Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM).
Administra el mecanismo financiero de la Convención y encauza fondos hacia los
países en desarrollo en forma de donaciones o préstamos. La Conferencia de las
Partes ofrece orientación normativa periódica al FMAM acerca de sus políticas
sobre cambio climático, prioridades y criterios exigidos para recibir financiación,
mientras que el FMAM informa cada año a la Conferencia de las Partes sobre su
actividad relacionada con el cambio climático.
- El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC).
Cada 5 años publica informes de situación sobre los avances de la ciencia del
cambio climático. Prepara también informes especiales o documentos técnicos
sobre temas específicos.
3.1.4. Informes y Examen Un aspecto relevante del proceso intergubernamental de la Conferencia de las Partes es la
necesidad de compartir, transmitir y responder a la información mediante comunicaciones
nacionales. A través de este medio la Conferencia de las Partes supervisa los progresos de las
partes para lograr los objetivos últimos de la Convención. Ésta presenta las directrices que
deben usar para mostrar la información en dichas comunicaciones.
Las Partes anexo I informan con mayor frecuencia y con mayor detalle. En el caso de las
Partes no anexo I la presentación de informes suele estar condicionada a la recepción de
financiación para sufragar los gastos.
Las comunicaciones nacionales y los inventarios de gases de efecto invernadero de las Partes
anexo I pueden ser objeto de examen por equipos de expertos independientes. El objetivo es
realizar una evaluación técnica exhaustiva de los compromisos de cada una de las Partes y de
las medidas adoptadas para su aplicación.
Desde el año 2003, los inventarios de gases de efecto invernadero presentados por todas las
Partes anexo I se examinan anualmente.
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Pedro Lucas García 26
3.1.5. Financiación Desde 1991 el Fondo Fiduciario del Fondo para el Medio Ambiente Mundial ha donado
aproximadamente 1.300 millones de dólares para actividades relacionadas con el cambio
climático en los países en desarrollo.
En los Acuerdos de Marrakech, la Conferencia de las Partes indicó la conveniencia de ampliar
el ámbito de actividades que podrían recibir financiación; por ejemplo, las relativas a la
adaptación y al fomento de la capacidad. En dichos acuerdos se establecieron dos nuevos
fondos:
- Un fondo especial para el cambio climático; encargado de financiar proyectos
relacionados con el fomento de la capacidad, la adaptación, la transferencia de
tecnología, la mitigación del cambio climático y la diversificación económica de los
países que dependen fuertemente de ingresos procedentes de combustibles
fósiles.
- Un fondo para los países menos adelantados; cuyo objetivo es respaldar un
programa especial de trabajo para ayudar a los Países Menos Adelantados.
3.2. El Protocolo de Kyoto Los procesos estipulados en la Convención han evolucionado desde su adopción en 1992.
Esos avances han hecho posible una respuesta más firme de la comunidad mundial ante el
cambio climático.
Un avance paralelo ha sido la adopción en 1997 y el posterior desarrollo del Protocolo de
Kyoto. La adopción en 2001 de los Acuerdos de Marrakech aclaró detalladamente las normas
del protocolo.
3.2.1. Compromisos y Normas Generales Las normas del Protocolo se centran en los siguientes aspectos:
- Compromisos; con la inclusión de objetivos sobre emisiones (jurídicamente
vinculantes) y compromisos generales.
- Ejecución; incluidas las medidas nacionales y tres nuevos mecanismos de
ejecución.
- Reducción al mínimo del impacto en los países en desarrollo; incluida la utilización
del Fondo de Adaptación.
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Pedro Lucas García 27
- Contabilidad, información y examen; incluido el examen en profundidad de los
informes nacionales.
- Cumplimiento; incluido un Comité de Cumplimiento para evaluar y ocuparse de los
casos problemáticos.
Además de los objetivos sobre emisiones establecidos para las Partes incluidas en el anexo I,
el Protocolo de Kyoto contiene una serie de compromisos generales que se aplican a todas las
Partes y entre los que se encuentran los siguientes:
- Adoptar medidas para mejorar la calidad de los datos sobre emisiones.
- Organizar programas nacionales de mitigación y adaptación.
- Promover la transferencia de tecnologías ambientalmente sanas.
- Cooperar en la investigación científica y en las redes internacionales de
observación del clima.
- Respaldar las iniciativas de educación, formación, sensibilización y fomento de la
capacidad.
3.2.2. Compromisos sobre Emisiones Los compromisos sobre emisiones equivalen a una reducción agregada, y compartida, entre
las Partes de, al menos, el 5% con respecto a los niveles de 1990, son jurídicamente
vinculantes para los países del anexo I, y dicha reducción debe ser efectiva no mas tarde del
periodo 2008-2012. Todas las Partes anexo I tienen compromisos individuales (enumerados en
el anexo B del protocolo). Los miembros de la Unión Europea acordaron recurrir a un sistema
de cálculo para distribuir entre ellos sus objetivos globales de reducción.
Los gases de efecto invernadero considerados en el Protocolo aparecen en el anexo A del
mismo y son los siguientes:
- Dióxido de carbono (CO2)
- Metano (CH4)
- Óxido Nitroso (N2O)
- Hidrofluorocarbonos (HFC)
- Perfluorocarbonos (PFC)
- Hexafluoruro de Azufre (SF6)
Los seis gases se agrupan en un mismo bloque por razones de contabilidad y se ponderan de
acuerdo a su potencial de calentamiento atmosférico. Este potencial es una medida de la
contribución relativa de una sustancia al calentamiento de la atmósfera durante un determinado
periodo en comparación con el valor de 1 para el CO2.
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Pedro Lucas García 28
3.2.3. Políticas y Medidas Para alcanzar los objetivos del Protocolo las Partes incluidas en el anexo I deberán aplicar
políticas y medidas internas que contribuyan a mitigar el cambio climático. Entre las medidas
que podrían alcanzar los efectos deseados figuran las siguientes:
- Fomento de la eficiencia energética
- Promoción de las energías renovables
- Apoyo a la agricultura sostenible
- Recuperación de las emisiones de metano a través de la gestión de desechos
- Fomento de reformas apropiadas en los sectores pertinentes con el fin de reducir
emisiones
- Eliminación de subvenciones y otras deficiencias del mercado
- Protección y mejora de los sumideros de gases de efecto invernadero
- Reducción de las emisiones en el sector del transporte
El Protocolo facilita la cooperación intergubernamental con el fin de mejorar la eficacia de las
políticas relativas al clima. A su vez las Partes han pedido al Órgano Subsidiario de
Asesoramiento Científico y Técnico que emprenda iniciativas con el fin de mejorar la
transparencia, la eficacia y la comparabilidad de las políticas y medidas.
Para ayudar a las Partes anexo I a alcanzar sus objetivos de reducción, se han incorporado
varios mecanismos.
3.2.4. Los Mecanismos de Kyoto
El Protocolo introduce tres mecanismos cuyo objetivo es lograr que las medidas de mitigación
del cambio climático sean eficaces en relación a los costes, ofreciendo a las Partes medios
para reducir las emisiones o incrementar los “sumideros” de carbono. El coste de limitar las
emisiones o de ampliar la absorción varía enormemente de una región a otra, pero el efecto en
la atmósfera es el mismo dondequiera que se realice la acción.
Se teme que los mecanismos permitan a las Partes evitar la adopción de medios de mitigación
del cambio climático en el interior del país, o dar lugar a intercambios de créditos ficticios; lo
que acabaría con los objetivos ambientales del Protocolo. Los Acuerdos de Marrakech
intentaron terminar con esos temores; por eso se pide a las Partes anexo I que adopten
medidas internas para reducir las emisiones. No imponen ningún límite cuantitativo a la
utilización de estos mecanismos para conseguir los objetivos de emisiones, pero las Partes
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Pedro Lucas García 29
anexo I deberán facilitar información en la que se compruebe que el uso de los mecanismos es
“suplementario a las medidas nacionales”.
Los tres mecanismos de Kyoto son: Los Proyectos de Ejecución Conjunta, el Mecanismo para
un Desarrollo Limpio y el Comercio de derechos de emisión.
3.2.4.1. Ejecución Conjunta La Ejecución Conjunta permite a las Partes anexo I ejecutar proyectos que reduzcan las
emisiones, o que consigan una mayor absorción empleando sumideros en otros países
pertenecientes al anexo I. Las Unidades de Reducción de Emisiones (URE), generadas por
estos proyectos, pueden ser utilizadas por las Partes inversoras para ayudar a cumplir sus
objetivos de emisión. Para evitar una doble contabilidad se realiza una sustracción
correspondiente a la cantidad atribuida a la Parte de acogida.
Los proyectos de ejecución conjunta deben contar con la aprobación de todas las Partes
implicadas para dar lugar a reducciones y absorciones de emisiones adicionales a las que se
habrían producido en su ausencia.
Línea
Base
EMISIONES REDUCCIÓN DE EMISIONES
País incluido en An exo I (A)
Actividad de Proyecto
URE
COMPROMISO DE EMISIONES (B)
País (B) del Anexo I
EMISIONES
COMPROMISO DE EMISIONES (A)
URE
URE
País (A) del Anexo I
Figura 9: Proyectos de Ejecución Conjunta
3.2.4.2. Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) El MDL permite a las Partes anexo I aplicar actividades de proyectos de desarrollo sostenible
que reduzcan las emisiones en Partes no anexo I. Además de ayudar a esas Partes a
promover el desarrollo sostenible y contribuir al objetivo último de la Convención, las
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Pedro Lucas García 30
Reducciones Certificadas de las Emisiones (RCE), generadas por esos proyectos, pueden ser
utilizadas por las Partes anexo I para cumplir sus propios objetivos de emisión.
El Mecanismo para un Desarrollo Limpio generará inversiones en los países en desarrollo,
favorecerá la transferencia de tecnologías ambientalmente racionales y promoverá el desarrollo
sostenible en general.
Las normas del MDL establecidas en los Acuerdos de Marrakech prestan especial atención a
los proyectos que reducen emisiones. Deben contar con la aprobación de todas las Partes
implicadas y deben dar lugar a beneficios reales, mensurables y duraderos para el clima, en
forma de reducción o absorción de emisiones, adicionales a las que se habrían producido sin el
proyecto.
Línea Base
EMISIONES
EMISIONES
REDUCCIÓN DE EMISIONES
País no incluido en An exo I
Actividad de Proyecto
CER
COMPROMISO DE EMISIONES
CER
País del Anexo I
Figura 10: Mecanismo para un Desarrollo Limpio
3.2.4.3. Comercio de derechos de emisión El comercio de derechos de emisión permite a las Partes del anexo I adquirir Unidades de la
Cantidad Atribuida (UCA) de otras Partes anexo I que pueden reducir más fácilmente las
emisiones. Permite aprovechar oportunidades más económicas de disminuir las emisiones o
incrementar las absorciones en cualquier lugar en que se presentan, con el fin de reducir el
coste total de mitigación del cambio climático.
Las Partes incluidas en el anexo I pueden adquirir también RCE de proyectos de MDL, URE de
proyectos de implementación conjunta, o Unidades de Absorción (UDA) de actividades
relacionadas con sumideros; de las que se hablará más adelante.
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Línea Base
EMISIONES
EMISIONES VERIFICAD AS
BENEFICIO
EMPRES A (A)
URE CER
EMPRESA (B)
URE CER
DERECHOS DE EMISIÓN
EMISIONES VERIFICAD AS
DERECHOS DE EMISIÓN
COSTE
Comercio de Emision es
Figura 11: Comercio de Derechos de Emisió
Sólo las partes incluidas en el anexo B podrán participar en él. Estas partes, y su compromiso
de reducción de emisiones es el siguiente:
Parte Compromiso cuantificado de limitación o reducción de las
emisiones (% del nivel del año o periodo base)
Alemania 92
Australia 108
Austria 92
Bélgica 92
Bulgaria* 92
Canadá 94
Comunidad Europea 92
Croacia* 95
Dinamarca 92
Eslovaquia* 92
Eslovenia* 92
España 92
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Parte Compromiso cuantificado de limitación o reducción de las
emisiones (% del nivel del año o periodo base)
Estados Unidos de América 93
Estonia* 92
Federación de Rusia* 100
Finlandia 92
Francia 92
Grecia 92
Hungría* 94
Irlanda 92
Islandia 110
Italia 92
Japón 94
Letonia* 92
Liechtenstein 92
Lituania* 92
Luxemburgo 92
Mónaco 92
Noruega 101
Nueva Zelanda 100
Países Bajos 92
Polonia* 94
Portugal 92
Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte 92
República Checa* 92
Rumania* 92
Suecia 92
Suiza 92
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Pedro Lucas García 33
Parte Compromiso cuantificado de limitación o reducción de las
emisiones (% del nivel del año o periodo base)
Ucrania 100
Tabla 2: Países pertenecientes al anexo B
Los países marcados son aquellos que se encuentran en fase de transición a una economía de
mercado.
3.2.5. Sumideros El cambio climático puede contrarrestarse, en parte, con un coste relativamente bajo
eliminando de la atmósfera gases de efecto invernadero; por ejemplo, plantando árboles o
mejorando la ordenación forestal.
En el Protocolo se tienen en cuenta las emisiones y absorciones de varias actividades del
sector “uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura”, al evaluar si las Partes anexo I
han cumplido sus objetivos de emisiones.
Cada Parte debe dar cuenta de las emisiones y absorciones debidas a las actividades de
forestación, reforestación y deforestación. Por otro lado, los Acuerdos de Marrakech permiten a
las Partes determinar si desean dar cuenta de la ordenación forestal, ordenación de tierras de
cultivo, de pastoreo y reverdecimiento.
Las absorciones de carbono y las reducciones de emisiones, conseguidas como consecuencia
de intervenciones en este sector, pueden ser tenidas en cuenta para calcular si las Partes han
cumplido con sus objetivos de emisiones. Esto se hace expidiendo las llamadas unidades de
absorción (UDA). De cualquier forma durante el primer periodo este tipo de medidas están
limitadas por una serie de topes.
3.2.6. Unidades Contables y Seguimiento Los mecanismos están basados en unidades contables que deben controlarse y registrarse
mediante registros nacionales establecidos y mantenidos por las Partes anexo I.
Los Proyectos de ejecución conjunta dan lugar a Unidades de Reducción de Emisiones (URE),
los Proyectos del Mecanismo para un Desarrollo Limpio generan Reducciones Certificadas de
Emisiones (RCE), en los casos del comercio de derechos de emisión, las Partes pueden
intercambiar Unidades de Cantidad Atribuida (UCA) y las reducciones de emisiones obtenidas
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Pedro Lucas García 34
a través del sector “uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura” dan lugar a
Unidades de Absorción (UDA).
Cada una de las unidades corresponde a una tonelada métrica de CO2 equivalente (calculada
empleando los potenciales de calentamiento atmosférico) y cada unidad tiene un número de
serie exclusivo y localizable.
La base de datos de recopilación y contabilidad registrará las emisiones de las Partes; tal como
constan en los inventarios anuales, junto con el total de sus transacciones anuales de UCA,
URE, RCE y UDA. El diario de transacciones, mantenido por la secretaría, será un instrumento
adicional de vigilancia. Un sistema informatizado de registros se ocupa del seguimiento de las
transacciones de unidades.
Los registros nacionales serán el cauce para las transacciones entre las Partes o entre las
personas jurídicas titulares de cuentas. El registro del MDL contendrá cuentas de RCE para las
Partes no anexo I que participan en el registro del MDL. La secretaría establecerá y mantendrá
el diario de transacciones para verificar las transacciones de UCA, RCE, URE y UDA en la
forma propuesta; incluidas su expedición, transferencias y adquisiciones entre registros,
cancelación y retirada. Si una transacción no es procedente cada registro debe detenerla.
3.2.7. El Protocolo de Kyoto y la Unión Europea Conforme al Protocolo, la UE se ha comprometido a reducir sus emisiones de gases de efecto
invernadero en un 8% durante el primer periodo de compromiso (2008-2012). El 31 de mayo de
2002 la UE y todos sus Estados miembros ratificaron el protocolo.
La piedra angular del trabajo de la Comisión para aplicar el Protocolo de Kyoto es el “Programa
Europeo sobre el Cambio Climático” (PECC), puesto en marcha en marzo del año 2000. El
objetivo del PECC es definir y formular medidas eficaces y poco costosas que ayuden a la UE
a alcanzar su objetivo de Kyoto.
Uno de los pilares de la estrategia comunitaria sobre el cambio climático es el plan de
intercambio interno de emisiones de gases de efecto invernadero dentro de la UE. Para
alcanzar este objetivo la comisión aprobó en marzo de 2000 un Libro Verde para mejorar la
comprensión de la compraventa de derechos de emisión entre instalaciones.
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Pedro Lucas García 35
3.3. El Libro Verde
El objetivo del libro es iniciar un debate sobre la comercialización de los derechos de emisión
de gases de efecto invernadero en la UE y sobre la relación entre la comercialización de los
derechos y las políticas y medidas para hacer frente al cambio climático.
En el Protocolo de Kyoto se establecen límites a las emisiones de gases de efecto invernadero
de los países industrializados. La Comunidad Europea, como se comentó anteriormente, se ha
comprometido a reducir sus emisiones en un 8% durante el periodo 2008-2012 en comparación
con los niveles de 1990.
Como se ha mencionado con anterioridad, en el Protocolo se introducen tres “Mecanismos de
Flexibilidad”: los Mecanismos de Desarrollo Limpio, los Proyectos de Aplicación Conjunta y el
Comercio de los Derechos de Emisión.
Un problema importante es asegurar la complementariedad y compatibilidad entre este
comercio de derechos de emisión y el resto de medidas y políticas nacionales encaminadas a
combatir el cambio climático.
El comercio de derechos de emisión dentro de la UE, y entre ésta y el resto del mundo, será
una herramienta importante para la aplicación del Protocolo de Kyoto. En el Libro Verde se
pretende iniciar un debate sobre la dimensión comunitaria del comercio de derechos de
emisión. La participación de las empresas planteará problemas relacionados con las ayudas
estatales y la libre competencia, por eso hay que asegurar que las distintas iniciativas de los
Estados miembros no creen barreras a la libertad de establecimiento en el mercado interior.
3.3.1. La Comunidad Europea, el comercio de derechos de emisión y el Protocolo de Kyoto
En el artículo 4 del Protocolo se indica que la UE puede redistribuir sus objetivos entre los
Estados miembros siempre que el resultado final del reparto sea una reducción global del 8%
para toda la UE. En Junio de 1998 se alcanza un acuerdo conocido como “Acuerdo de reparto
de la carga”. Al ratificar el Protocolo, tanto la Comunidad Europea como los Estados miembros
deberán notificar a la Secretaría de la Convención los objetivos resultantes de la redistribución.
En junio de 1998 la Comisión anunció que “la Comunidad podría crear su propio régimen
interno de comercio de derechos de emisión de aquí a 2005”. Este régimen permitiría a la
comunidad estar mejor preparada para iniciar el comercio internacional de derechos de emisión
en 2008.
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Pedro Lucas García 36
A partir de 2008 este sistema podría seguir existiendo a condición de que sea compatible con
el mecanismo internacional, por tanto es importante elaborar desde el principio un sistema que
se preste a una amplia acción de otras áreas geográficas, sectores económicos y tipos de
gases.
Cuanto más desarrollado esté el sistema, mayor será la variación de los costes de
cumplimiento de las empresas individuales y mayor el potencial global de reducción de costes.
Esto favorece elaborar un sistema en el que participen todos los Estados y que sea aplicable
para los 6 gases de efecto invernadero, a los sumideros y a todas las fuentes de emisión. Pero
existen problemas técnicos y administrativos complejos para plantear un sistema así. Por tanto,
inicialmente se limitará a las grandes fuentes fijas de CO2.
El ahorro potencial, obtenido mediante el comercio de los derechos de emisión, aumenta con la
ampliación del ámbito del sistema. Un sistema comunitario de intercambio daría lugar al
establecimiento de un precio único para las cuotas intercambiadas entre las empresas
participantes en el plan.
Este sistema no debe crear obstáculos al comercio, ni distorsiones de la competencia que
dañarían el mercado interior. Es necesario garantizar que en cada Estado miembro las
empresas nacionales y las extranjeras reciban un trato equitativo; al igual que las empresas
comparables establecidas en estados miembros diferentes. No obstante, es necesario conciliar
el requisito de un tratamiento equitativo, con el deseo de los Estados miembros de mantener
una mayor autonomía.
Conceptualmente el comercio de derechos de emisión en la UE podría organizarse a diversos
niveles y con grados de intervención distintos por parte de la Comunidad. Pueden ir desde la
introducción de un sistema de intercambio gestionado por cada Estado miembro, hasta la
creación de un plan comunitario armonizado. Una solución intermedia sería desarrollar un plan
comunitario, pero dejando a los Estados una cierta libertad para elegir su grado de
participación.
Conviene tener en cuenta lo siguiente:
- ¿Cómo garantizar que empresas comparables establecidas en Estados miembro
distintos estén obligadas a realizar un esfuerzo equivalente, de modo que se reduzcan
las distorsiones de la competencia en el mercado interior?
- El modo de repartir los derechos de emisión, de forma que se evite la discriminación
indirecta y se reduzcan las distorsiones de la competencia.
- La forma de obtener la máxima sinergia con la normativa medioambiental vigente.
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Pedro Lucas García 37
- La forma de garantizar la eficacia en el seguimiento, la información, la verificación y la
aplicación.
- La manera de garantizar la compatibilidad con el sistema de comercio internacional de
derechos de emisión previsto por el Protocolo de Kyoto.
3.3.2. Ámbito de aplicación del sistema comunitario de comercio de derechos de emisión
Para definir los sectores a los que se aplicará el sistema de comercio de derechos de emisión,
deben tenerse en cuenta una serie de criterios como la eficacia medioambiental y económica,
los efectos potenciales sobre la competencia, la viabilidad desde el punto de vista
administrativo y las posibles políticas y medidas alternativas.
Un objetivo debería ser aplicar el sistema de intercambio a un número relativamente pequeño
de sectores económicos y fuentes que contribuyan significativamente a las emisiones totales.
Las directivas sobre grandes instalaciones de combustión (88/609/CEE, modificada por
94/66/CEE) y sobre la prevención y el control integrados de la contaminación (96/61/CEE),
suponen un punto de partida para definir los sectores. Estas directivas no abarcan todos los
sectores, ni las fuentes más pequeñas de los sectores cubiertos. Las distorsiones de la
competencia, derivadas de la omisión de algún sector, pueden limitarse a condición de que se
impongan políticas y medidas equivalentes a los sectores y fuentes que no participan.
Sector Porcentaje de
emisiones de CO2 en la UE-15
Producción de electricidad y calor 29,9%
Siderurgia 5,4%
Refino 3,6%
Productos químicos 2,5%
Cristal, cerámica y materiales de construcción (incluido el cemento) 2,7%
Papel e imprentas (incluida pasta de papel) 1,0%
Total 45,1%
Tabla 3: Porcentaje de emisiones de CO2 por sectores
Del cuadro se desprende que aproximadamente el 45% de las emisiones de CO2 de la UE
provienen de un reducido número de sectores. En los sectores de la siderurgia, el refino, la
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Pedro Lucas García 38
química inorgánica y la pasta de papel, prácticamente todas las instalaciones son grandes
fuentes de emisión. En la industria del cemento, teniendo en cuenta el reducido número de
cementeras existentes en la UE, debería ser posible incluir todas las instalaciones en el
sistema de comercio de derechos. En cuanto a las centrales termoeléctricas, el sistema
debería aplicarse a todas las instalaciones con una capacidad térmica superior a los 50 MW.
La clave para limitar los riesgos de distorsión entre las grandes y las pequeñas fuentes
puntuales, y entre las fuentes que participan en el sistema de intercambio y las que no lo
hacen, consiste en aplicar políticas y medidas rigurosas a estas últimas, dejando siempre
abierta la posibilidad de formar parte, voluntariamente, del sistema de comercio de derechos.
Un sistema de comercialización, cuyo ámbito se hubiera acordado a nivel comunitario, crearía
las condiciones óptimas para una competencia con igualdad de oportunidades entre los
participantes de los diferentes Estados miembro, y garantizaría transparencia y seguridad
jurídica a todas las empresas; además, permitiría lograr economías de escala significativas.
Para lograrlo es necesario tomar una decisión a título comunitario acerca de los sectores
afectados por dicho sistema.
Hasta la fecha de publicación del documento, los distintos Estados miembro habían mostrado
diferentes grados de interés en el mecanismo. Pueden considerarse dos opciones, la
asociación voluntaria y la disociación:
- La asociación consistiría en un sistema común al que podrían adherirse los Estados
miembros discrecionalmente. Esto podría funcionar en la fase transitoria, los sectores
económicos de los Estados miembros podrían adherirse gradualmente al sistema
común.
Sería indispensable garantizar la equidad de condiciones de competencia para las
empresas de los distintos Estados. La Comunidad debería desempeñar una función
más activa en el seguimiento de las acciones de los diferentes Estados miembro y de la
evaluación de los efectos sobre la competencia entre empresas similares que operen
en Estados miembro distintos.
- La disociación sería un plan por el que la Comunidad estableciese de común acuerdo
todos los sectores a los que se aplicaría, en principio, el sistema; concediendo a los
Estados miembro la posibilidad de disociarse del acuerdo parcialmente respecto a
sectores determinados, o completamente y por un periodo de tiempo limitado. La
ventaja de esta opción es su mayor sencillez y transparencia.
La ampliación gradual del sistema de comercialización de los derechos de emisión a otras
áreas geográficas también supone un aspecto importante. En virtud del artículo 4 del Protocolo
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Pedro Lucas García 39
de Kyoto, en caso de ampliación de la UE, el acuerdo de reparto de la carga no variaría
durante el primer periodo de compromiso (2008-2012). No obstante, a través de un
reconocimiento mutuo de los sistemas nacionales, podría incluirse a nuevos Estados miembro
en un sistema comunitario durante el periodo transitorio. En un periodo de compromiso a partir
de 2012, los nuevos Estados miembro podrían integrarse en la “burbuja comunitaria”.
Por último, habría que tener también en cuenta la situación particular de los países del espacio
económico europeo que no pertenecen a la UE, que podrían disponer de un sistema propio de
comercialización de derechos de emisión o decidir adherirse al sistema comunitario.
3.3.3. Reparto inicial de los derechos de emisión El reparto inicial de los derechos de emisión puede efectuarse a tres niveles:
- Entre los sectores económicos que participan en el sistema y los que no.
- Entre los sectores que participan en el sistema.
- Entre las empresas.
Es esencial realizar un reparto equitativo entre los sectores o agentes que participan en el
sistema respecto a los que permanecen al margen.
Durante el periodo 2008-2012 los Estados que desarrollen un sistema propio de
comercialización de derechos de emisión, deberán decidir las toneladas de emisiones que se
incluirán en dicho sistema y cuántas se reducirán mediante otras políticas o medidas. Incluso
un sistema comunitario de comercialización de derechos de emisión aplicable a algunos
sectores antes de 2008, debería servir para predeterminar el número de cuotas incluidas en el
sistema de comercialización de derechos de emisión de cada Estado. Después de 2008 los
Estados miembro deberían convenir las cuotas que se asignarían a los sectores nacionales
sujetos al régimen de comercialización y la parte de la reducción de emisiones que se cubriría
mediante otras políticas y medidas.
Asignación de los derechos de emisión a las empresas por parte de los Estados miembro
En el Libro Verde se indicaba que la forma en que se asignasen los derechos no afectaría al
resultado medioambiental, pero las negociaciones sobre la asignación de los derechos de
emisión no serían fáciles y algunos Estados podrían pretender dar prioridad a ciertos sectores
o empresas.
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Pedro Lucas García 40
De acuerdo al derecho comunitario, estos temas están sujetos a disposiciones vigentes sobre
ayudas estatales, ya que implican intervenciones que falsean la competencia a favor de los
sectores o empresas mencionados.
Un elemento fundamental son los métodos de asignación de las cuotas que son,
fundamentalmente, dos: la subasta y la asignación gratuita.
La asignación gratuita, conocido como grandfathering, consiste en la asignación de derechos
de emisión calculados en función de criterios históricos. Un derecho “grandfathering” es un
derecho heredado que no está relacionado con el concepto de asignación gratuita de un activo
realizable, si no con un derecho histórico de hacer algo.
La subasta periódica trata de forma equitativa y correcta a todas las empresas, dándoles la
oportunidad de adquirir derechos de emisión de forma transparente. Los ingresos que obtiene
el Estado de esta forma pueden volver a utilizarse. Evita la necesidad de tomar decisiones
difíciles y políticamente delicadas.
No obstante, las empresas podrían alegar que el sistema de subastas les obliga a pagar
anticipadamente por algo que hasta ahora era gratuito. Con el sistema de cálculo de cuotas
atendiendo a criterios históricos, la concesión es gratuita y corresponde a un valor
determinado. Aunque una estrategia basada en las mediciones de las emisiones efectuadas en
el pasado, premiaría a las empresas más contaminantes en el periodo de referencia.
Una versión perfeccionada del sistema de asignación a través de criterios históricos, consistiría
en la asignación gratuita de las cuotas atendiendo a las normas contra la contaminación, o a
valores de referencia como las toneladas equivalentes de CO2 por tonelada de acero producida
en un determinado año.
Una cuestión fundamental es si la Comunidad debe imponer uno de los sistemas o dejar
libertad a los Estados miembro para optar por uno de ellos.
Nuevas empresas en competencia
Existe un problema cuando entran en el mercado nuevas empresas. En el caso de la
asignación de derechos a través de criterios históricos, las empresas que no obtuvieron cuotas
gratuitas al principio deberían poder obtenerlas fácilmente cuando entren al mercado. Los
Estados miembro deben garantizar que los derechos de emisión sean accesibles en
condiciones de equidad a las empresas competidoras; para lograrlo, deberían otorgarse
derechos de emisión a las nuevas empresas en condiciones similares a las aplicadas a las
empresas existentes.
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Pedro Lucas García 41
De cualquier forma, la sensación de los nuevos entrantes de estar discriminados no está
siempre justificada. Desde el punto de vista medioambiental no hay diferencia entre una
empresa existente, que produce más emisiones al incrementar su producción y una nueva
empresa. En ambos casos aumentan las emisiones, pero las nuevas empresas no han
efectuado inversiones antes de la introducción del plan de comercialización, no tienen que
soportar los costes de “activos bloqueados”.
Otro aspecto importante relacionado con la entrada en el mercado de nueva empresas es el
“coste de oportunidad”. Las empresas existentes pueden recibir asignaciones atendiendo a
criterios históricos; pero la utilización de las mismas no es gratuita. Si una empresa decide
consumir las cuotas renuncia a los ingresos que podría haber recibido vendiéndolas, luego
debería incluir ese lucro cesante en sus costes de producción. Desde este punto de vista, la
asignación de las cuotas atendiendo a criterios históricos no debe traducirse forzosamente en
una ventaja competitiva para las empresas existentes.
Por último, un sistema caracterizado por un número muy reducido de empresas de un único
sector se prestaría a maniobras de mercado. Este peligro se puede reducir aumentando el
numero de participantes en el sistema de comercialización.
3.3.4. Sinergia con otras Políticas y Medidas Esta pendiente de clarificar el grado en el que la reglamentación técnica, la fiscalidad y los
acuerdos medioambientales pueden sustituir o complementar un nuevo instrumento de
comercialización de los derechos de emisión.
3.3.4.1. Relación con la Reglamentación Técnica
La reglamentación técnica es el instrumento de política medioambiental más difundido en la
UE. En la actualidad se refiere principalmente a sustancias contaminantes distintas al CO2. Un
sistema de comercialización de los derechos de emisión de CO2 no afectaría a la
reglamentación técnica sobre las demás sustancias.
Reglamentación relativa a las emisiones de las instalaciones (“fuentes puntuales”)
Las directivas sobre grandes instalaciones de combustión, LCP (88/609/CEE, modificada por
94/66/CEE), y sobre la prevención y el control integrados de la contaminación, IPPC
(96/61/CEE), son algunos de los instrumentos más importantes de reglamentación técnica
sobre instalaciones. Las normas técnicas se basan en las “mejores técnicas disponibles” (BAT).
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Pedro Lucas García 42
La Directiva IPPC se centra en las sustancias contaminantes dañinas para la salud y el medio
ambiente, pero también contempla los gases de efecto invernadero. Las autoridades
competentes conceden permisos atendiendo, entre otras cosas, al consumo de materias
primas y a la eficiencia energética. La introducción de un régimen de comercialización de
derechos de emisión obligará a clarificar su relación con las normas y procedimientos
incorporados a la Directiva IPPC. En la actualidad esta directiva no permite la transferencia de
permisos.
Otra alternativa es mantener la comercialización de los derechos de emisión separada de los
reglamentos técnicos en vigor mencionados. Todas las normas técnicas permanecerían en
vigor. Las normas relativas a los gases de efecto invernadero podrían considerarse requisitos
mínimos y el concepto de “mejores técnicas disponibles” podría ser útil en el proceso inicial de
asignación.
Normas sobre los productos (“fuentes difusas”)
Los reglamentos técnicos sobre los productos continuarán desempeñando una función
importante en cualquier política climática prescindiendo de la existencia, o inexistencia, de un
sistema de comercialización de derechos de emisión. Esto es cierto especialmente en las
emisiones generadas por los sectores residencial y transporte, que no estarían cubiertos por el
régimen de comercialización, al menos en un primer momento.
3.3.4.2. Relación con los Acuerdos Medioambientales
Los Acuerdos Medioambientales ofrecen a la industria una solución más flexible respecto a la
reglamentación técnica y evitan el riesgo de pérdida de competitividad como consecuencia de
la imposición unilateral de impuestos elevados sobre el consumo de energía.
Un tema concreto que hay que resolver es si es posible, o no, dar cabida en los acuerdos al
intercambio de derechos de emisión y en qué condiciones.
Hay dos cuestiones fundamentales:
Responsabilidad al nivel del sector o de la empresa
Debe haber una asignación clara y transparente de las responsabilidades de las diferentes
partes interesadas. Hay dos alternativas para el empleo conjunto de un sistema de
comercialización de derechos de emisión y de acuerdos de medioambiente: o el acuerdo
medioambiental del sector especifica el compromiso exacto de cada empresa - de forma que
cada una conozca las condiciones en que puede entrar en el mercado -, o bien, el organismo
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Pedro Lucas García 43
que representa a la totalidad del sector se constituye en personalidad jurídica, de forma que
pueda participar en la comercialización a título representativo.
Objetivos en materia de eficiencia energética y de emisiones de carbono
Los acuerdos medioambientales celebrados hasta la fecha no garantizan el logro de un
resultado medioambiental si la producción registra un aumento superior al previsto. El comercio
de los derechos de emisión se basa en la asignación de una cuota de derechos a cada agente,
que corresponde a un “objetivo de reducción de carbono” y se expresa en toneladas
equivalentes de CO2. El objetivo de reducción de carbono negociado con un sector puede
considerarse como un elemento útil del debate inicial sobre la asignación de las emisiones.
3.3.4.3. Relación con la fiscalidad energética
Cada vez más Estados miembro amplían el ámbito de los impuestos energéticos para que
abarquen, además de los aceites minerales, otras fuentes energéticas como la electricidad, y
aumentan los niveles mínimos de imposición sobre los aceites minerales a nivel nacional.
Los impuestos energéticos y el sistema de comercialización deberían concebirse de forma tal
que funcionen como instrumentos complementarios aplicables a todos los tipos de emisiones.
Los impuestos adicionales (disposiciones comunitarias en vigor relativas a la fiscalidad de los
aceites minerales) se podrían centrar en las fuentes menores o en las móviles. Los impuestos
energéticos pueden también centrarse en emisiones no directamente relacionadas con la
producción.
Por otra parte, la comercialización de derechos de emisión podría aplicarse en mayor medida a
las emisiones relacionadas con la producción de bienes en sectores expuestos a una fuerte
competencia internacional.
3.3.5. Cumplimiento y aplicación de compromisos La solidez e integridad de un sistema de comercialización de los derechos de emisión
dependerá de las disposiciones de cumplimiento correspondientes, y de la rigurosidad del
régimen de aplicación. El objetivo de un cumplimiento y una aplicación estrictos, es fomentar la
confianza en el sistema de comercialización y hacer que funcione de forma eficaz.
Es necesario disponer de un sistema adecuado de supervisión, seguimiento e información. La
verificación y el control de los datos debe permitir determinar los casos de incumplimiento que
implicarán medidas coercitivas. La existencia de sanciones severas debe tener un efecto
disuasorio que induzca a evitar incumplimientos.
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Pedro Lucas García 44
Las sanciones deben ser previsibles y superar con creces el coste de cumplimiento (podría
figurar la expulsión del sistema).
En la UE, en general, el control y la vigilancia del cumplimiento, por parte de las empresas, de
la legislación medioambiental comunitaria serán llevados a cabo por los Estados miembro. Se
propone que en el mecanismo de comercio de derechos de emisión esto siga siendo así. Las
empresas tendrían que medir sus emisiones reales, informar a las autoridades nacionales y
hacer un seguimiento de las cuotas de emisión intercambiadas. Los resultados globales se
comunicarán a la Comisión.
Hay varias opciones para facilitar la tarea y optimizar resultados: los Estados miembros podrían
emplear auditores del sector privado en el proceso de verificación; también podría introducirse
una verificación a nivel comunitario.
Un sistema comunitario debería prever las sanciones mínimas que los Estados miembro deben
aplicar a las empresas que incumplan las normas. Es importante evitar que las empresas
situadas en mas de un Estado miembro intercambien cuotas entre fuentes ubicadas en
distintos Estados miembro.
En la actualidad, para evaluar el cumplimiento de las obligaciones del Convenio y del
Protocolo, la Comunidad se basa en la decisión de seguimiento (93/389/CEE y 1999/296/CE)
que establece que las emisiones tienen que ser objeto de seguimiento a nivel comunitario a
través de los datos agregados relativos a cada Estado miembro.
El tratado de la CE establece que la Comunidad tiene el derecho y la obligación de intervenir
contra un Estado miembro en caso de incumplimiento de una norma. La Comisión puede iniciar
un procedimiento de infracción. Un Estado también puede demandar a otro, y si el caso no se
resuelve satisfactoriamente, acudir al Tribunal Europeo de Justicia.
3.4. La Directiva 2003/87/CE Sobre la base de los trabajos del Libro Verde, la Comisión presentó en el Consejo de Ministros
de la UE, en octubre de 2001, la propuesta de directiva sobre el comercio de derechos de
emisión de gases de efecto invernadero. Después de dos años de intensas negociaciones se
adoptó la “Directiva 2003/87/CE de 13 de octubre por la que se establece un régimen para el
comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la
que se modifica la directiva 96/61”.
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Pedro Lucas García 45
3.4.1. Objetivos El objetivo de la Directiva es establecer un régimen para el comercio de derechos de emisión
de gases de efecto invernadero en el interior de la comunidad, y de esta forma:
- Ayudar a cumplir con las obligaciones derivadas de la Convención Marco del Cambio
Climático y el Protocolo de Kyoto.
- Ser una herramienta complementaria al conjunto de políticas y medidas que conforman
la respuesta de la UE frente al cambio climático.
- Disminuir los costes de reducción de emisiones, el mayor esfuerzo se realizará allí
donde sea más económico realizarlo.
- Garantizar el buen funcionamiento del mercado interior y prevenir la distorsión de la
competencia.
- Adquirir experiencia en el funcionamiento del mercado de derechos de emisión antes
del año 2008; año en que entrará en funcionamiento el mecanismo del comercio de
derechos de emisión internacional.
El régimen comenzó a funcionar en el año 2005 y, en un primer momento, cubre simplemente
las emisiones de CO2 procedentes de grandes instalaciones industriales y de producción de
energía. De cualquier forma se deja abierta la posibilidad de incluir otros gases de efecto
invernadero, u otros sectores, mediante el uso de procedimientos de revisión establecidos en la
propia Directiva.
Las actividades a las que se aplica la directiva aparecen en el anexo I de la misma:
Actividades
Actividades Energéticas
- Instalaciones de combustión con Ptérmica > 20 MW
- Refinerías de hidrocarburos
- Coquerías
Producción y transformación de metales férreos
- Instalaciones de calcinación o sinterización de minerales
metálicos incluido el mineral sulfurado.
- Instalaciones para la producción de arrabio o acero, incluidas las
instalaciones de colada continua con capacidad superior a 2,5
ton/h
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Actividades
Industrias minerales
- Instalaciones de fabricación de cemento sin pulverizar ("clinker")
en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a
500 ton/día, o de cal en hornos rotatorios con una capacidad de
producción superior a 50 ton/día, o en hornos de otro tipo con una
capacidad de producción superior a 50 ton/día.
- Instalaciones de fabricación de vidrio incluida la fibra de vidrio,
con una capacidad de fusión superior a 20 ton/día.
- Instalaciones para la fabricación de productos cerámicos
mediante horneado - en particular de tejas, ladrillos, ladrillos
refractarios, azulejos, gres cerámico o porcelanas - con una
capacidad de producción superior a 75 ton/día, y/o una capacidad
de horneado de más de 4 m3 y de más de 300 kg/m3 de densidad
de carga por horno.
Otras actividades
- Instalaciones industriales destinadas a la fabricación de.
a) pasta de papel a partir de madera o de otras materias fibrosas;
b) papel y cartón con una capacidad de producción de más de 20 ton/día.
Tabla 4: Actividades afectadas por la directiva, anexo I
3.4.2. Solicitud de permisos de emisión Las instalaciones contempladas bajo el ámbito de aplicación de la directiva presentarán ante la
autoridad nacional competente del Estado miembro una solicitud de permiso de emisión de
gases de efecto invernadero.
Los permisos no son transferibles y son privativos de cada instalación, en ellos se fijan los
requisitos de seguimiento y notificación de las emisiones, y la obligación de presentar
anualmente un número de derechos de emisión equivalente a las emisiones totales de la
instalación en dicho año. Los derechos de emisión (derecho a emitir una tonelada equivalente
de CO2) si son transferibles.
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3.4.3. Plan Nacional de Asignación y expedición de derechos Los responsables de elaborar el Plan Nacional de Asignación son los Estados miembro. En el
se determina la cantidad total de derechos de emisión que se prevé asignar para cada uno de
los periodos de la Directiva y su procedimiento de asignación.
El Plan debe elaborarse sobre la base de criterios objetivos y transparentes y se deberán tener
en cuenta las observaciones del público. Los Estados miembro asignarán gratuitamente, al
menos, el 95% de los derechos de emisión en el periodo 2005-2007 y, al menos, el 90% en el
segundo periodo (2008-2012).
En el apartado 4 se analizará con mayor profundidad este tema.
3.4.4. Presentación, Cancelación y Transferencia de Derechos Anualmente los titulares de las instalaciones deberán presentar a la autoridad nacional un
número de derechos equivalente a las emisiones de sus instalaciones en el año anterior. Si el
titular de la instalación puede reducir sus emisiones, el exceso de derechos de emisión podrá
ser objeto de compraventa en el mercado comunitario.
Las transferencias de derechos se podrán realizar entre personas, tanto físicas como jurídicas,
dentro de la UE, y entre personas de la Comunidad y personas de terceros países con los que
se hayan firmado acuerdos de reconocimiento mutuo de derechos.
Los derechos de emisión son validos durante el periodo para el que hayan sido expedidos y se
pueden cancelar a petición de su titular en cualquier momento.
Cada Estado miembro establecerá un registro nacional para controlar la expedición, titularidad,
transferencia y cancelación de derechos. La Comisión creará también un Registro
independiente para controlar las transacciones y evitar irregularidades.
3.4.5. Régimen Sancionador Para los casos de incumplimiento, por no presentar anualmente derechos de emisión
suficientes, se ha fijado una multa de 40 € por tonelada excedida durante el primer periodo, y
de 100 € por tonelada para el segundo. El pago de la multa no exime al titular de la instalación
de la obligación de presentar un numero de derechos equivalente a las emisiones en exceso.
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3.4.6. Elementos de flexibilidad Entre los elementos de flexibilidad que contempla la Directiva destacan los siguientes:
- La posibilidad de excluir de manera temporal instalaciones durante el primer periodo,
las instalaciones excluidas deben cumplir ciertas condiciones:
o Deben limitar sus emisiones de la misma forma que lo harían bajo el ámbito de
la Directiva.
o Deben cumplir con requisitos similares de seguimiento, notificación y
verificación de emisiones.
o Deben estar sujetas a sanciones equivalentes a las contempladas en la
Directiva.
- Procedimientos de inclusión unilateral de actividades y gases adicionales por los
Estados miembro a partir de 2008. Durante el primer periodo se permitirá incluir
instalaciones que lleven a cabo una de las actividades objeto de la directiva, pero que
están por debajo del umbral establecido.
- Se permite la agrupación de instalaciones de una misma actividad para cumplir con las
obligaciones establecidas. Los titulares de las instalaciones nombrarán a un
administrador fiduciario sobre el que recaerán todas las obligaciones de la directiva;
excepto las de seguimiento y notificación de emisiones de cada instalación.
- Para el primer periodo, los Estados miembro podrán solicitar a la Comisión que se
asignen derechos de emisión adicionales a determinadas instalaciones en caso de
fuerza mayor.
- La directiva reconoce la utilización de créditos procedentes de los mecanismos
basados en proyectos del Protocolo de Kyoto.
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4. Planes Nacionales de Asignación
Tal y como se ha comentado anteriormente, cada Estado Miembro debe elaborar un Plan
Nacional de Asignación. En el anexo III de la Directiva se enumeran una serie de criterios
aplicables para la redacción de los Planes Nacionales de Asignación, además la Comisión ha
elaborado unas “Orientaciones para la aplicación de los criterios de dicho anexo” con el fin de
facilitar a los estados miembros la aplicación de la directiva.
ANEXO III: Criterios aplicables a los PNA
1. La cantidad total de derechos de emisión que se asigne para un periodo determinado
debe ser compatible con la obligación del Estado miembro de limitar sus emisiones,
también será coherente con el programa nacional relativo al Cambio climático. La
cantidad total de derechos no será superior a la cantidad que probablemente resulte
necesaria para aplicar estrictamente los criterios del presente anexo.
2. Será coherente con las evaluaciones del progreso real y previsto hacia el
cumplimiento de las contribuciones de los Estados miembros a los compromisos de la
Comunidad.
3. Serán coherentes con el potencial de reducción de las emisiones de las actividades
sujetas al presente régimen. Los estados miembros podrán basar su distribución de
derechos de emisión en el promedio de las emisiones de gases por producto en cada
sector y en los progresos alcanzables en cada actividad.
4. Será coherente con los demás instrumentos legislativos y políticos comunitarios.
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Pedro Lucas García 50
ANEXO III: Criterios aplicables a los PNA
5. No distinguirá entre empresas o sectores de forma que se favorezca indebidamente
ciertas empresas o actividades.
6. Incluirá información sobre la manera en que los nuevos entrantes podrán comenzar a
formar parte del régimen comunitario.
7. Podrá contener medidas tempranas.
8. Incluirá información sobre la manera en que se tendrán en cuenta las tecnologías
limpias.
9. Incluirá disposiciones sobre la formulación de observaciones por parte del público y
como serán tenidas estas en cuenta.
10. Contendrá una lista de las instalaciones cubiertas por la presente directiva con mención
de las cifras de derechos de emisión que se prevé asignar a cada una.
11. Podrá contener información sobre el modo en que se tendrá en cuenta la competencia
de países o entidades exteriores a la UE.
Tabla 5: Criterios aplicables a los PNA, anexo III
Los Planes Nacionales de Asignación presentados por los países son analizados por la
comisión que toma una decisión al respecto.
El 7 de julio de 2004 la Comisión terminó de evaluar la primera serie de planes, aprobó
incondicionalmente cinco (Dinamarca, Irlanda, Países Bajos, Eslovenia y Suecia) y rechazó
parcialmente tres (Austria, Alemania y Reino Unido).
El 20 de octubre de 2004 la Comisión finaliza la evaluación de una segunda serie, esta vez
acepta incondicionalmente seis (Bélgica, Estonia, Letonia, Luxemburgo, Eslovaquia y Portugal)
y con condiciones otros dos (Finlandia y Francia).
A finales de diciembre de 2004 acepta otros cuatro planes incondicionalmente (Chipre,
Hungría, Lituania y Malta) y aprueba con condiciones el PNA español.
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El 8 de marzo de 2005 la Comisión aprueba condicionalmente el plan de Polonia y el 12 de
abril el de la Republica Checa. El 25 de Mayo de 2005 se acepta de forma condicional el plan
de Italia. Por último el 20 de junio del año 2005 fue aceptado sin condiciones el último Plan
Nacional de Asignación, el correspondiente a Grecia.
En cada una de las aprobaciones condicionadas la Comisión indica las medidas que deben ser
tomadas para que el plan sea aceptado en su totalidad. En muchos casos, como por ejemplo el
español, dichas medidas consistían simplemente en incluir en el listado de instalaciones alguna
instalación que no aparecía en el listado inicial. En estos casos la comisión exige que el
número total de derechos asignados gratuitamente no sea modificado.
La Comisión ha puesto de manifiesto tres problemas de carácter general:
- Que la asignación determinada por un estado miembro para el periodo de comercio de
derechos de emisión 2005 – 2007 ponga en peligro la realización de sus objetivos de
Kyoto (asignación excesiva).
Esto puede ser debido a tres causas:
o Que el Estado miembro no explique como se cumplirá el objetivo de Kyoto
durante el periodo 2008 – 2012, si no que deja una laguna que debe llenarse
con medidas que se determinarán más adelante.
o Que el Estado miembro declare su intención de adquirir créditos de Kyoto, pero
no presente medidas creíbles para llevar a cabo las adquisiciones.
o Que el Estado miembro base su plan en previsiones incoherentes y excesivas
respecto a las estimaciones de crecimiento oficiales del mismo Estado o de
otras fuentes imparciales.
- Que el volumen de derechos de emisión correspondiente al periodo de comercio de
derechos comprendido entre 2005 y 2007 no sea coherente con la evaluación de los
progresos en la consecución del objetivo de Kyoto, es decir, la asignación supera las
emisiones previstas.
- Que un Estado miembro pretenda llevar a cabo “ajustes posteriores” a las
asignaciones, de esta forma se podría intervenir en el mercado una vez realizada la
asignación, esto es incompatible con el marco jurídico, perturbaría el mercado y
provocaría incertidumbre en las empresas.
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5. Actividades a las que aplica la Directiva
En el punto 3.4.1. se han enumerado las actividades a las que afecta la Directiva 2003/87/CE
tal y como aparecen en el anexo I de la misma. Por un lado están las actividades energéticas,
que incluyen las instalaciones de combustión con una Potencia térmica superior a 20 MW, las
refinerías de hidrocarburos y las Coquerias. Por otro lado el sector industrial, que afecta a la
producción y transformación de metales férreos, la producción del cemento, el vidrio y la
cerámica y el sector del papel y la pasta de papel.
A continuación pasan a describirse alguno de los sectores más afectados por la directiva. Los
sectores a los que no se hace referencia en el presente Capitulo son aquellos de los que no se
ha encontrado una información suficientemente estructurada o adecuada al alcance del
Capítulo. De cualquier modo las particularidades específicas de dichos sectores no afectan a
las conclusiones obtenidas en esta tesis de master.
5.1. El Sector Eléctrico La Unión Europea ha decidido introducir competencia en el mercado eléctrico gradualmente,
para ello se ha desarrollado una directiva al respecto, la 2003/54/CE, con la que pretende crear
el mayor mercado integrado de electricidad del mundo.
El objetivo de la apertura del mercado no es unir 25 mercados nacionales distintos, si no crear
un único mercado de electricidad. En este momento el grado de integración es todavía
insuficiente, debido fundamentalmente a dos factores:
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Pedro Lucas García 53
- Existen diferencias importantes entre los precios de la electricidad en los distintos
países.
- Hay pocas transacciones entre países.
Cuando el comercio es fácil en un mercado integrado la competencia resultante en Europa
mantiene unos precios similares en la Unión Europea, o al menos ente los países adyacentes,
pero este no es aun el caso en el mercado eléctrico. La diferencia del precio de la electricidad
para clientes industriales es de más de un 100% en algunos casos, aunque por otro lado, los
precios del mercado han empezado a convergir entre algunos países vecinos.
Por otro lado la capacidad de interconexión entre muchos Estados miembro es claramente
insuficiente para permitir la integración de los mercados. En el año 2002 la Comisión Europea
se propuso el objetivo de que todos los Estados miembro deberían alcanzar una capacidad de
interconexión equivalente, al menos, al 10% del consumo nacional, dicho objetivo no ha sido
aun alcanzado a día de hoy.
En la siguiente figura se presentan las diferencias en el precio del mercado entre los distintos
países europeos y las deficiencias más importantes en red de interconexión europea:
Figura 12: Precios medios del mercado en Europa y deficiencias en las interconexiones [EURO05A]
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Pedro Lucas García 54
Ante la ausencia de una competencia entre países bien desarrollada, la estructura de la
industria dentro de los mercados nacionales es muy importante. La apertura del mercado en
muchos países partió de una estructura de mercado monopolística u oligopolística. La
introducción de la competencia en Europa pretendía finalizar con esta situación exponiendo a
las empresas a dicha competencia.
El número de nuevos entrantes es muy limitado y la competencia creada viene
fundamentalmente de empresas de otros Estados miembro que entran en uno concreto a
través de grandes adquisiciones.
En la siguiente Tabla se puede observar la estructura del mercado en los distintos países
pertenecientes a la Unión Europea:
Tabla 6: Estructura de los mercados nacionales en Europa [EURO05A]
Existe también una tendencia a la integración vertical entre la generación y las actividades de
aprovisionamiento, lo que llevará a una disminución de la liquidez de los mercados mayoristas
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Pedro Lucas García 55
afectados. Además se han dado casos de empresas de gas y de electricidad que pretenden
fusionarse, estas fusiones pueden reducir los incentivos de empresas competidoras a invertir
en nuevas centrales de gas natural.
Otro indicador de la existencia de competencia es el número de clientes que cambian de
suministrador. Si dicho número es pequeño, es probable que exista algún problema con el
funcionamiento del mercado.
Mientras que el número de grandes consumidores que cambian de suministrador sigue
aumentando, los pequeños negocios y los clientes domésticos siguen sin ejercer su derecho a
cambiar de suministrador en muchos Estados miembro. Hay varios factores que contribuyen a
esta situación. Las ofertas de la competencia a menudo son inexistentes o no suponen
realmente una mejora, por otro lado posiciones dominantes o una separación de actividades
insuficiente, principalmente en la distribución, siguen siendo razones que hacen ver el cambio
de suministrador como un riesgo.
En la siguiente gráfica se ve la diferencia entre el grado de consecución en los distintos
Estados miembro:
Figura 13: Intercambio de clientes ente compañías eléctricas en Europa [EURO05A]
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Pedro Lucas García 56
A pesar de que las empresas eléctricas han limitado sus inversiones en capacidad de reserva
en respuesta a la introducción de competencia en el sector, la adecuación entre la generación y
la demanda se ha desarrollado favorablemente en la Unión Europea desde la apertura del
mercado.
La energía primaría empleada en la Unión Europea procede fundamentalmente de las
importaciones. Parcialmente puede apoyarse en energías renovables o en combustibles cuyo
mercado internacional se encuentre un poco más diversificado (Carbón o Uranio), pero en el
caso del gas, la globalización del mercado y por tanto, la diversificación de las importaciones es
más difícil de lograr. Actualmente casi todo el gas importado en la Unión Europea procede solo
de 3 países – Rusia, Noruega y Argelia. Con las reservas de gas propias disminuyendo y el
consumo mundial de gas aumentando significativamente, la actual dependencia de dichos
países debe ser superada, en particular maximizando el uso de fuentes de energía propias y
existentes en la Unión Europea.
Por otro lado, la energía nuclear supone más de un tercio de la producción de electricidad en la
Unión Europea, algunos Estados miembro han decidido seguir invirtiendo en este tipo de
tecnología, por ejemplo Francia y Finlandia, estas políticas, además de no generar emisiones
de CO2 implica incrementar la seguridad de suministro de la Unión Europea.
5.2. Resto de sectores Las industrias más intensivas en energía son las que emiten una mayor cantidad de gases de
efecto invernadero. Entre las afectadas por la directiva, estas son cemento, papel y pasta de
papel y la transformación de metales férreos. Los productos de estas industrias se venden en
un mercado internacional y pueden verse afectados por la restricción del coste de derechos de
emisión en Europa. Además si los precios de la energía aumentan debido al mercado de
derechos de emisión, es probable que sufran un descenso de demanda a favor de sustitutivos
que requieran menos energía en su ciclo productivo.
A continuación se pasa a describir los métodos productivos y los mercados internacionales de
estas industrias.
5.2.1. Cemento Se estima que la producción de cemento implica un 2% del consumo de energía primaria a
nivel mundial y contribuye aproximadamente con el 3% de las emisiones de CO2 de origen
antropogénico de la Unión Europea. Producir una tonelada de cemento genera
aproximadamente entre 0.6 y 0.9 toneladas de CO2 dependiendo del proceso empleado y de la
mezcla y aditivos usados. La producción de cemento es una fuente de emisiones tan grande
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Pedro Lucas García 57
debido fundamentalmente al tipo de combustible que se emplea, fundamentalmente carbón en
muchos casos, pero además en el proceso productivo se emite CO2 durante la fase de
calcinado. En la figura se muestra el proceso fundamental de producción de cemento.
Figura 14: Producción de Cemento [REIN05]
Debido a la importancia del cemento como material de construcción y a la abundancia de las
materias primas empleadas, junto con el hecho de que su coste de producción es muy bajo y el
de transporte muy elevado, el cemento se produce prácticamente en todos los países del
mundo.
China es el mayor mercado potencial de cemento del mundo con un consumo de 640 Mt en el
2002, casi seis veces más que el siguiente consumidor, Estados Unidos. De cualquier forma
China sigue siendo considerado un mercado menor para los grandes productores europeos
que tienen a los Estados Unidos como su mayor mercado, debido fundamentalmente a las
limitaciones que impone el gobierno chino a la entrada de inversores extranjeros.
Por último cabe mencionar que el cemento es un producto muy estandarizado, hay muy pocos
tipos de cemento y además son bastante sustituibles unos por otros, por lo tanto el precio es el
parámetro de ventas más importante seguido por el servicio al cliente, los premios a la calidad
existen, pero de forma muy limitada.
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Pedro Lucas García 58
5.2.2. Acero Existen actualmente dos procesos de producción de acero que son los empleados
prácticamente en todo el mundo, horno de oxigeno básico (BOF) (o plantas integradas) y horno
de arco eléctrico.
El proceso BOF es el más intensivo en capital y consiste en la producción de hierro líquido a
partir del mineral de hierro, coque y piedra caliza, el hierro líquido se transforma en acero en el
horno de oxigeno básico. Este proceso implica el 60% de la producción en la Unión Europea de
los 15. En el proceso la chatarra se añade en la fase del oxigeno básico para reducir las
emisiones de CO2. La producción de acero a través de este proceso es muy intensiva en
capital, los volúmenes de escala son muy elevados y las inversiones necesarias muy
específicas, por lo tanto existen importantes barreras de entrada y la integración vertical es
habitual. Varios productores controlan gran parte de la obtención de materias primas y se
integran controlando la cadena completa de producción, incluida la distribución y la fabricación
de productos primarios.
La producción a través de hornos de arco eléctrico tiene diversas ventajas frente a la
comentada anteriormente, la principal es la flexibilidad en las cantidades producidas en función
de la demanda y la capacidad de fabricar productos específicos en función de los mercados
finales. Como se trata, habitualmente, de unidades pequeñas, alimentadas por chatarra,
pueden estar localizadas cerca del usuario final, al contrario que la producción con oxigeno
básico que normalmente se sitúan cerca de grandes puertos o accesos del ferrocarril debido a
sus requisitos de abastecimiento de materias primas. De hecho, el coste de una planta de arco
eléctrico puede ser la mitad de la de una planta integrada por tonelada de acero producido.
Hasta hace poco la tecnología de arco eléctrico era usada fundamentalmente para productos
de menor calidad (como los empleados en la industria de la construcción). Las plantas eran
incapaces de producir acero de una mayor calidad debido fundamentalmente a limitaciones
técnicas y a la falta de una chatarra con la limitación de impurezas necesaria. Recientes
avances han permitido a diversos productores aumentar su rango de productos.
China ha sido la llave del crecimiento del sector durante los últimos cuatro años, lo que sucede
en China tiene repercusiones en la producción de acero del mundo entero. Es el mayor
productor y el mayor consumidor de acero de todo el mundo, produjo casi el 25% del acero
crudo mundial y su consumo de acero como producto final durante el año 2003 fue aun
superior. La dependencia del mercado mundial del desarrollo de China puede ser un problema
en el futuro, la capacidad de transporte esta empezando a saturarse y, una vez que China vea
satisfecha su demanda interna, puede convertirse en exportador inundando el mercado
internacional.
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Pedro Lucas García 59
5.2.3. Papel y pasta de papel Europa representa un cuarto de la producción y el consumo global de papel y pasta de papel
en el mundo. En Europa se producen anualmente 90 millones de toneladas de papel y 40
millones de toneladas de pasta de papel.
La industria del papel europea se caracteriza por su gran variedad de materias primas,
productos y procesos productivos. Se trata de una industria intensiva en capital y con un
mercado muy competitivo internacionalmente.
En 25 años el número de máquinas de papel en Europa se ha visto reducido aproximadamente
en un 60% mientras que la capacidad se ha doblado. Muchas empresas han crecido invirtiendo
en capacidad nueva, pero también consolidando y manteniendo un cierto número de pequeñas
fabricas.
Esta industria se ve sujeta a variaciones de precio importantes, estas variaciones no son
iguales para los productos del papel y de la pasta. Cuanto más cerca se encuentre la empresa
del consumidor final, menores serán dichas fluctuaciones en el precio del producto, el precio de
la pasta de papel es mucho más volátil que el de los pañuelos de papel.
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Pedro Lucas García 60
6. Coste de Oportunidad de los Derechos de CO2
Como se comentó en el Capítulo 1 de la presente Tesis de Master, el objetivo de la misma es
analizar el comportamiento del mercado de derechos de emisión de CO2. Este mercado esta
formado por dos elementos fundamentales: una asignación inicial de derechos gratuitos para
cada instalación y el propio mercado que fija el precio de cada tonelada de CO2 (derecho de
emisión).
El objetivo de este capítulo es estudiar la interacción entre ambos elementos. Más
concretamente, se trata de analizar hasta qué punto los derechos que han sido asignados
gratuitamente se comportarán en el mercado de acuerdo con sus costes de adquisición (nulos),
o lo harán conforme a un hipotético valor económico del derecho; a este valor se le conoce
como coste de oportunidad del derecho. El capítulo estudia los elementos de diseño del
mercado de emisiones, incluyendo algunos detalles relevantes de implantación, para
determinar cuál es realmente el valor significativo de dichos costes de oportunidad.
En los capítulos anteriores se ha explicado el funcionamiento del mercado de derechos de
emisión de CO2 en la Unión Europea y cómo cada Estado miembro debe preparar un Plan
Nacional de Asignación en el que se conceden gratuitamente una serie de derechos de emisión
a las distintas instalaciones afectadas por la Directiva. El mecanismo del mercado de derechos
de emisión de CO2 pretende hacer más eficiente económicamente la reducción de emisiones,
de tal forma que apliquen medidas de reducción aquellas empresas a las que les resulte más
barato y las demás puedan comprar sus derechos en el mercado.
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Pedro Lucas García 61
A continuación, se expone un ejemplo del funcionamiento del mercado [EURO05B].
Supongamos que existen dos empresas A y B que emiten 100.000 toneladas de CO2 cada una
anualmente. El gobierno concede a cada una 95.000 derechos de emisión, por lo tanto ninguna
tiene cubiertas completamente sus emisiones. Las empresas, si deciden mantener su
producción, deben compensar el exceso de 5.000 toneladas de CO2 y tienen dos formas de
hacerlo. Pueden reducir sus emisiones en 5.000 toneladas, o bien comprar 5.000 derechos de
emisión en el mercado. Para decidir por qué opción inclinarse, compararán lo que les cuesta
reducir sus emisiones en 5.000 toneladas de CO2 con el precio del mercado de derechos de
CO2.
Dado un precio del mercado de derechos de 10 € por tonelada de CO2, si se supone que los
costes de reducción de emisiones de la empresa A son 5 € por tonelada (inferiores al precio del
mercado), ésta reducirá sus emisiones porque le resulta más barato que acudir al mercado.
Podría incluso reducir más sus emisiones, en 10.000 toneladas por ejemplo. En la empresa B
tal vez ocurra lo contrario y sus costes de reducción sean 15 € (superiores al precio del
mercado), por lo que preferiría comprar derechos en lugar de reducir emisiones.
La empresa A invierte 50.000 € en reducir 10.000 toneladas sus emisiones a un coste de 5 €
por tonelada y recibe 50.000 € por la venta de 5.000 derechos a un precio de 10 €. Si no
existiera el mercado de derechos de emisión habría incurrido en unos costes de 25.000 € para
reducir sus emisiones. La empresa B invierte 50.000 € en comprar 5.000 derechos a un precio
de 10 €. Sin el mercado de derechos de emisión hubiera tenido que invertir 75.000 €.
Una tercera opción, de clara aplicación en el sector eléctrico, sería la de no invertir nada en la
reducción de emisiones y dejar de producir parte de la energía. El precio del MWh lo marca un
mercado, y el precio de los derechos de emisión otro distinto; si en un momento dado el
negocio del CO2 es más rentable que el de la producción de electricidad, una empresa podría
decidir reducir su producción para vender un supuesto excedente de derechos de emisión.
6.1. Formulación 1: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho Considerar el coste de oportunidad de no usar el derecho de emisión supone que, cuando la
empresa busca maximizar sus beneficios (ingresos menos costes), la función objetivo es:
( )[ ]PdeECPdeEE ⋅⋅−+⋅⋅−⋅ ααπmax
Donde:
- E: Energía generada
- π : Precio de la energía en el mercado
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Pedro Lucas García 62
- α : Factor de emisión, es decir tonelada de CO2 emitida por MWh
- Pde: Precio del derecho de emisión en el mercado
- C: Costes de producción (combustible, operación y mantenimiento, etc)
- α⋅E : volumen de derechos gratuitos recibido
Para lograr las condiciones de optimalidad hay que derivar respecto a la variable energía e
igualar a cero.
( )( ) 0=∂∂
−⋅−=∂
⋅⋅−+⋅⋅−⋅∂ECPde
EPdeECPdeEE απααπ
ECPde∂∂
+⋅= απ
En primer lugar cabe mencionar que se ha considerado que la producción de electricidad tiene
una influencia nula en el precio; es decir, existe competencia perfecta, y por eso no existe un
término con la derivada del precio respecto a la producción.
En la ecuación del precio de la energía, el primer término es el coste de oportunidad del
derecho y el segundo son los costes marginales de producción.
Como se puede observar el efecto producido por el mercado de derechos de emisión es que
los costes de producción se incrementan en el precio del derecho. Según esto no se debería
producir si el precio de la energía no supera, además de los costes de producción, el coste del
derecho de emisión. Precisamente esto es lo que define el coste de oportunidad del derecho de
emisión, el comportamiento óptimo es no producir si no pagan el derecho de emisión, aunque
éste fue concedido gratuitamente.
6.2. Formulación 2: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 1
Sin embargo, siguiendo el ejemplo y el modelo descrito, se puede argumentar que no se tiene
en cuenta el hecho de que, tal y como está planteada la Directiva, no se pueden acumular
derechos entre un periodo y otro. Es decir, una reducción en las emisiones durante el primer
periodo (2005-2007), no implica el disponer de un mayor número de derechos para la venta en
el periodo siguiente. Si en el ejemplo mencionado anteriormente la empresa A redujese sus
emisiones 15.000 toneladas y no vendiese todo el excedente en el periodo, dichos derechos de
emisión se perderían, lo que implicaría unas pérdidas de 25.000 € (invertidos en reducir 5.000
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Pedro Lucas García 63
toneladas las emisiones y que no han podido ser vendidos en el mercado). En todo caso, este
efecto es poco significativo a la hora de considerar el coste de oportunidad.
De cualquier forma, todo el razonamiento anterior está basado en que la asignación de
derechos es independiente del comportamiento de los agentes; pero si esto no ocurre así, todo
el razonamiento anterior no resulta valido. En el momento de la realización del modelo no se
conocían los criterios que iban a ser empleados para la asignación de derechos en el segundo
periodo, pero un criterio admisible parecía ser el de emplear la información existente del
periodo anterior. Si se considera el coste de oportunidad, hay que tener en cuenta también el
coste que supondrá la asignación posterior de derechos en el segundo periodo (2008-2012), y
cómo puede afectar a la misma el consumo de derechos durante el primer periodo.
Si consideramos la asignación posterior y la intentamos internalizar en el modelo, como una
parte más del coste de oportunidad del derecho de emisión de CO2, la expresión a maximizar
sería:
( ) ( )[ ][ ]1max
+⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅
ppPdeEPdeECPdeEE αααπ
Donde:
- p: Es el periodo actual (2005-2007)
- p+1: Es el periodo siguiente (2008-2012)
Se pueden plantear distintas hipótesis acerca de la asignación de derechos gratuitos que se
realizará en el segundo periodo, aunque, como se ha mencionado, parece razonable suponer
que dicha asignación dependa de los derechos necesarios en el primer periodo. De esta forma,
si suponemos que la asignación en el segundo periodo coincide exactamente con los derechos
consumidos en el primero, es decir:
( ) ( )ppPdeEPdeE ⋅⋅=⋅⋅
+αα
1
Entonces al derivar con respecto a la energía nos encontramos con que:
( )[ ][ ]( ) 0=∂∂
−=∂
⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅∂EC
EPdeEPdeECPdeEE παααπ
Por lo tanto, si se diese dicha asignación:
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EC∂∂
=π
Es decir, en este caso, el precio de la energía es independiente del precio del derecho de
emisión en el mercado y solo depende de los costes de producción. El comportamiento óptimo
de un agente que siguiese este criterio sería producir energía siempre que el precio del
mercado superase sus costes de producción.
6.3. Formulación 3: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 2
Una segunda opción que tiene en cuenta la asignación de derechos gratuitos en periodos
posteriores, en la que además existe un criterio claro de eficiencia medioambiental, es la
siguiente:
La asignación de derechos gratuitos para el periodo (p+1) coincide exactamente con los
derechos consumidos en el periodo (p), siempre que estos sean menores a los asignados en
dicho periodo. En caso contrario la asignación de derechos en el periodo (p+1) no se vería
modificada con respecto al periodo (p). Es decir:
( ) ( )ppPdeEPdeE ⋅⋅=⋅⋅
+αα
1 Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅<⋅⋅ αα
( ) ( )ppPdeEPdeE ⋅⋅=⋅⋅
+αα
1 Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅≥⋅⋅ αα
Siguiendo este criterio:
Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅<⋅⋅ αα la función a maximizar es:
( )[ ][ ]PdeEPdeECPdeEE ⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅ αααπmax
Lo que coincide con el segundo modelo propuesto, es decir:
EC∂∂
=π
Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅≥⋅⋅ αα la función a maximizar es:
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( )[ ][ ]PdeEPdeECPdeEE ⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅ αααπmax
Expresión muy similar a la del primer modelo planteado y que nos lleva a la misma conclusión,
es decir:
ECPde∂∂
+⋅= απ
Hasta ahora muchos Estados miembro han empleado criterios históricos para realizar la
asignación de derechos gratuitos por instalación - por ejemplo Austria, Bélgica, Francia, Italia o
España - y, por otro lado, la propia naturaleza de la Directiva indica que deben cumplirse unos
ciertos objetivos globales de emisiones, lo que tiende a reducir, o al menos no incrementar, en
un periodo concreto las emisiones con respecto al anterior. Debido a estas razones, este último
criterio (formulación 3) ha sido el empleado a la hora de realizar el modelo de análisis del
mercado.
6.4. Plan Nacional de Asignación periodo 2008-2012
En diciembre de 2005, una vez había sido finalizado el modelo desarrollado en la Tesis, la
Comisión ha publicado una nueva guía para realizar los Planes Nacionales de Asignación para
el periodo 2008-2012 [EURO05C]. En la misma se responde a alguna de las incertidumbres
mencionadas que impedían modelar con exactitud el coste de oportunidad del derecho.
En el punto 14 de la misma se indica que el “cap” - o tope de emisiones de la primera fase -
debe suponer un punto de inicio en la definición de la cantidad total de derechos gratuitos en el
segundo periodo; tanto para la Unión Europea como para cada uno de los Estados miembros.
Alguno de los Estados tendrá que reducir dicho límite superior para cumplir con el compromiso
de Kyoto, otros sin embargo podrán mantener el límite superior impuesto en el primer periodo.
Por lo tanto, globalmente, el “cap” del Mercado Europeo de Derechos de Emisión de CO2 será
inferior al existente en el primer periodo. Esto se ajusta bastante a la línea de las hipótesis
planteadas en el tercer modelo.
Por otro lado, en el punto 27, en el que se hace mención a la asignación por instalación, la
Comisión considera que no deben basarse en las emisiones del primer periodo para realizar la
asignación. De otra forma, las instalaciones que hayan realizado inversiones para reducir sus
emisiones en el primer periodo se encontrarían en desventaja para la nueva asignación de
derechos. Lo que favorece un enfoque basado en el primer modelo, en contra del adoptado en
este estudio.
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Pedro Lucas García 66
Sin embargo, en el punto 31 se indica que un análisis exhaustivo y comparativo
(“Benchmarking”) del entorno europeo no es un método suficientemente maduro para ser
empleado como criterio de asignación en el segundo periodo. De cualquier forma los Estados
miembros pueden encontrar adecuado emplear un análisis nacional para la asignación por
instalación en ciertos sectores y para los nuevos entrantes. Estos casos serán analizados en
profundidad por la Comisión una vez recibido el Plan Nacional de Asignación. En la
terminología europea benchmarking se ha empleado como un sinónimo de una metodología
objetiva que puede ser ajena al comportamiento pasado de los agentes y que se basa en un
estándar general. Al no aceptar los criterios del benchmarking la Comisión está aceptando
implícitamente el uso de procedimientos basados en el comportamiento de los agentes.
Teniendo en cuenta todo lo anterior se considera que, a día de hoy, el modelo más adecuado
para analizar el mercado de derechos de emisión sigue siendo el tercero propuesto en el
presente capítulo.
Obviamente, cabe esperar que los Planes Nacionales de Asignación vayan evolucionando
progresivamente y que esto implique cambios en el funcionamiento del mercado. A medida que
empiecen a conocerse los Planes Nacionales de Asignación del segundo periodo y su relación,
tanto con los Planes del periodo anterior como con las emisiones del mismo, es posible que las
condiciones del mercado vayan cambiando y que sea necesario reformular el modelo para
recoger los nuevos criterios que se desprendan de los cambios regulatorios.
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Pedro Lucas García 67
7. Descripción del Modelo
Para analizar el comportamiento del mercado de derechos de emisión y su influencia dentro del
mercado eléctrico se ha desarrollado un modelo. El lenguaje empleado para la programación
ha sido el GAMS (General Algebraic Modeling System), debido a que se trata de un lenguaje
especialmente diseñado para la resolución de problemas de optimización [BROO98]. El GAMS
sirve de interfaz con algoritmos de optimización, tales como CPLEX, PATH, OSL2, BDMLP… El
algoritmo empleado para la resolución del modelo ha sido el BDMLP.
7.1. Consideraciones Generales del Modelo El modelo desarrollado minimiza los costes en Europa de la generación de energía eléctrica.
Considera los 25 países que están afectados por la directiva del mercado de derechos de
emisión. En el Capítulo 6, todos los desarrollos realizados han sido enfocados desde la
perspectiva de la maximización del beneficio, sin embargo, “la teoría marginalista demuestra
que en competencia perfecta el comportamiento del mercado se puede representar
teóricamente a través de un único problema de optimización basado en la minimización de los
costes de todo el sistema necesarios para el suministro de la electricidad demandada”
[VENT05].
La variable principal es la energía generada anualmente por tecnología (la hidráulica y las
renovables son consideradas como parámetros). La energía térmica anual producida define, a
través del factor de emisión de cada una de las tecnologías, si un país es excedente, o
deficitario, de derechos de emisión.
Los costes considerados para definir la energía producida por cada tecnología en cada país
son: el de combustible, el de operación y mantenimiento y los costes de emisión (el coste del
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Pedro Lucas García 68
derecho en el mercado, o la multa en caso de exceder la cantidad asignada y no poder
comprar los derechos necesarios).
Se ha tenido en cuenta la red eléctrica de interconexión europea, de tal forma que, un país que
produzca una energía muy barata, podrá exportarla en caso de que exista una interconexión
con los países limítrofes. Al tratarse de un modelo que da resultados de energía anual, no se
ha considerado la capacidad real de interconexión ni se han aplicado las leyes de Kirchoff para
definir los flujos de energía; se han tomado valores realistas de energía transferida anualmente
entre los países y se ha creado una matriz permitiendo dichos flujos de energía, aunque no se
ha evaluado si la aparición del mercado de emisiones podría alterar sustancialmente estos
flujos, ya que no parece que esto pueda ocurrir.
Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión, se consideran solo los países
como compradores o vendedores de derechos. No se consideran las empresas propietarias de
las centrales y sus posibles comportamientos estratégicos.
Tampoco se han considerado los demás sectores afectados por la directiva. Por un lado, se
trata de sectores con poca capacidad de cambio tecnológico (al menos a medio plazo) - por lo
tanto el mercado de derechos de CO2 no va a modificar su estructura productiva -, y por otro no
se dispone de información acerca de la producción y la demanda de dichos sectores, ni de la
elasticidad de los mismos, ni de la relación entre la producción del sector y sus emisiones de
CO2.
7.2. Datos de entrada
7.2.1. Índices Los índices (denominados “sets” en el lenguaje GAMS) definen la dimensión del problema a
resolver. En este caso son:
- i: País
Como se ha comentado anteriormente, el modelo se aplica a los 25 países de la UE
para los que existe mercado de derechos de emisión. En la siguiente tabla se presenta
el índice con el que se conocerá a cada uno de ellos dentro del modelo:
Austria AT
Bélgica BE
Alemania DE
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Pedro Lucas García 69
Dinamarca DK
España ES
Finlandia FI
Francia FR
Inglaterra UK
Grecia GR
Irlanda IE
Italia IT
Letonia LV
Países Bajos NL
Portugal PT
Suecia SE
Chipre CY
Republica Checa CZ
Estonia EE
Hungría HU
Lituania LT
Luxemburgo LU
Polonia PL
Eslovenia SI
Eslovaquia SK
Malta MT
Tabla 7: Denominación de países en el modelo
- t: Tecnología de producción
Se trata solo de las tecnologías térmicas, excluida la nuclear. La hidráulica y las
renovables serán consideradas como parámetro, y la nuclear es tratada como una
variable aparte, ya que no produce emisiones y, por lo tanto, no le afecta el mercado de
CO2.
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Pedro Lucas García 70
Las tecnologías consideradas, tipificadas a través de la fuente de energía primaria, son:
Carbón, Fuel, Gases Derivados (Gas) y Gas Natural.
7.2.2. Parámetros
7.2.2.1. Demanda [D(i)] La demanda de cada país, en MWh, implementados para el caso base es la siguiente:
Austria 63.600.000Bélgica 88.200.000Alemania 558.000.000Dinamarca 36.200.000España 269.100.000Finlandia 89.500.000Francia 481.000.000Inglaterra 393.000.000Grecia 61.200.000Irlanda 26.900.000Italia 330.900.000Letonia 6.700.000Países Bajos 111.900.000Portugal 52.000.000Suecia 148.400.000Chipre 4.400.000Republica Checa 62.700.000Estonia 7.300.000Hungría 42.200.000Lituania 10.100.000Luxemburgo 6.100.000Polonia 128.200.000Eslovenia 14.000.000Eslovaquia 27.900.000Malta 2.200.000
Tabla 8: Demanda por país [EURO05D]
7.2.2.2. Energía hidráulica y energía renovable [Ew(i), Er(i)] La energía hidráulica y la energía renovable producidas anualmente en cada país, como ya se
ha comentado, serán consideradas parámetros.
La tabla de valores, en MWh, implementados para el caso base es la siguiente:
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Hidráulica Renovable Austria 37.500.000 2.100.000Bélgica 1.300.000 1.500.000Alemania 28.000.000 34.800.000Dinamarca 0 7.200.000España 37.200.000 22.200.000Finlandia 13.000.000 11.200.000Francia 73.500.000 7.600.000Inglaterra 7.500.000 11.000.000Grecia 5.200.000 1.200.000Irlanda 1.200.000 1.900.000Italia 45.300.000 14.900.000Letonia 2.800.000 100.000Países Bajos 100.000 3.600.000Portugal 11.900.000 3.400.000Suecia 65.500.000 7.700.000Chipre 0 0Republica Checa 2.200.000 700.000Estonia 0 200.000Hungría 200.000 200.000Lituania 700.000 0Luxemburgo 800.000 100.000Polonia 4.000.000 400.000Eslovenia 3.500.000 0Eslovaquia 4.300.000 200.000Malta 0 0
Tabla 9: Energías hidráulica y renovable por país [EURO05D]
7.2.2.3. Costes de combustible [Cc(t), Ccn] Existen dos parámetros distintos (Cc(t) y Ccn) ya que, como se mencionó anteriormente, la
producción nuclear está definida como una variable aparte por no producir emisiones de CO2.
Esto mismo sucederá en diversos parámetros.
Los datos empleados en el caso base, en €/MWh, se han tomado de los modelos analizados
en la asignatura de Modelos de Sistemas Eléctricos del Master en Gestión Técnica y
Económica del Sector Eléctrico.
Nuclear 3,5Carbón 19,9Fuel 42,0Gas 36,0Gas Natural 26,0
Tabla 10: Coste de combustible por tecnología [BAIL05]
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Pedro Lucas García 72
7.2.2.4. Costes de operación y mantenimiento [Coym(t), Coymn]
Los datos empleados en el caso base, en €/MWh, se han tomado de los modelos analizados
en la asignatura de Modelos de Sistemas Eléctricos del Master en Gestión Técnica y
Económica del Sector Eléctrico.
Nuclear 1,2Carbón 1,6Fuel 1,2Gas 2,0Gas Natural 1,2
Tabla 11: Coste de operación y mantenimiento por tecnología [BAIL05]
7.2.2.5. Disponibilidad [Dis(t), Disn] Se trata de la disponibilidad anual de los distintos tipos de tecnología de generación. Hay
tecnologías que estarían generando el 100% de las horas del año si se atiende solo a criterios
económicos; sin embargo, hay que tener en cuenta que existen indisponibilidades por multitud
de factores (recarga de combustible en el caso de las nucleares, problemas de mantenimiento
de planta…). Este parámetro define, precisamente, dicha disponibilidad.
Los datos han sido obtenidos del informe mensual de Red Eléctrica de España y se ha
considerado que el factor puede generalizarse a todas las centrales de una tecnología
concreta. Se han tomado los valores interanuales de los informes de diciembre de los años
2004, 2003, 2002, 2001, 2000 y 1999, así como el acumulado en el año 2005. Los valores
obtenidos son :
Nuclear 0,94Carbón 0,92Fuel 0,75Gas 0,85Gas Natural 0,85
Tabla 12: Disponibilidad [REE99], [REE00], [REE01], [REE02], [REE03], [REE04], [REE05]
7.2.2.6. Factor de Emisión por Tecnología [alfa(t)] Se trata de las toneladas de CO2 emitidas por MWh producido con una tecnología concreta.
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Carbón 0,94Fuel 0,70Gas 0,70Gas Natural 0,36
Tabla 13: Factor de emisión
7.2.2.7. Precio de la Multa y Precio del Derecho de Emisión [Pm, Pde] El precio de la multa por no entregar una cantidad de derechos de emisión equivalentes a las
emisiones reales de una planta, durante el primer periodo (2005-2007), es de 40 €/ton. En el
segundo periodo pasará a ser de 100 €/MWh.
El precio del derecho de emisión, para hacer el modelo lineal, será considerado parámetro,
pero en realidad es una de las variables resultado del modelo. El precio del derecho de emisión
siempre será superior a cero e inferior al valor de la multa; por lo tanto está acotado el valor del
mismo. Como se verá mas adelante, si resolvemos el modelo dando valores al precio del
derecho, veremos que sólo para algunos valores existe mercado y hay tecnologías que
modifican su producción.
7.2.2.8. Potencia Instalada por tecnología [Wn, W(t)] Define la potencia máxima que puede estar generando una determinada tecnología en un país
concreto. Como se ha mencionado anteriormente, en el modelo planteado los resultados
obtenidos son en forma de energía anual; sin embargo, se define una restricción en la que,
suponiendo que durante todo el año una central produce energía con una potencia media,
dicha potencia debe ser siempre inferior a la máxima instalada.
En el modelo se va a tener en cuenta la cogeneración, ya que hay países que han asignado
derechos gratuitos a la misma y supone un elemento más para hacer frente a la demanda de
energía.
Se conocen los datos de la capacidad de cogeneración instalada por tecnología. Para
simplificar el problema van a ser directamente añadidos a la potencia instalada total de cada
tecnología en cada país. El error que se está asumiendo es que el coste de operación y
mantenimiento de la cogeneración, y el de una planta de generación normal, en el modelo será
el mismo; cuando en realidad no es así. Por otro lado, una vez obtenidos los resultados, no
sabremos que porcentaje de generación corresponde a la cogeneración o a la generación
tradicional.
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Los valores, en MW, empleados en el caso base son los que aparecen en las siguientes tablas:
Nuclear Carbón Fuel Gas Natural Gas
Austria 0 1.520 340 3.520 280 Bélgica 5.801 1.959 518 5.695 501 Alemania 20.303 48.744 6.546 22.569 1.940 Dinamarca 0 5.622 0 3.867 0 España 7.601 11.307 8.076 17.654 0 Finlandia 2.671 4.734 1.360 2.629 0 Francia 63.200 7.200 8.500 5.000 900 Inglaterra 11.850 28.200 3.350 27.900 700 Grecia 0 4.800 2.370 1.582 0 Irlanda 0 1.199 1.255 2.425 0 Italia 0 8.880 16.330 36.510 1.045 Letonia 0 0 33 520 0 Países Bajos 449 4.176 0 14.497 500 Portugal 0 1.776 2.869 2.161 0 Suecia 9.040 130 4.690 320 140 Chipre 0 0 1.118 0 0 Republica Checa 3.471 9.515 123 342 419 Estonia 0 2.189 10 207 18 Hungría 1.760 1.038 408 4.114 0 Lituania 1.183 0 373 2.115 0 Luxemburgo 0 0 0 350 0 Polonia 0 28.481 0 934 0 Eslovenia 670 970 143 228 0 Eslovaquia 2.460 1.305 91 1.400 0 Malta 0 0 571 0 0
Tabla 14: Capacidad instalada por tecnología en plantas tradicionales [EURO05D]
Carbón Fuel Gas Natural
Austria 1.150 1.080 2.880Bélgica 54 99 1.331Alemania 7.318 2.884 10.132Dinamarca 563 0 3.867España 81 1.825 4.264Finlandia 3.449 1.306 2.244Francia 2.015 794 2.790Inglaterra 350 1.150 3.800Grecia 745 153 78Irlanda 0 18 125Italia 5.883 2.318 8.145Letonia 7 33 520Países Bajos 1.358 500 6.768Portugal 261 680 387Suecia 2.430 830 320
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Carbón Fuel Gas Natural
Chipre 0 0 0Republica Checa 3.300 130 420Estonia 9 289 17Hungría 0 91 807Lituania 0 148 21Luxemburgo 0 4 86Polonia 6.912 0 934Eslovenia 103 0 0Eslovaquia 612 91 737Malta 0 0 0
Tabla 15: Capacidad instalada por tecnología en plantas de cogeneración [EURO05D]
Nuclear Carbón Fuel Gas Natural Gas
Austria 0 2.670 1.420 6.400 280 Bélgica 5.801 2.013 617 7.026 501 Alemania 20.303 56.062 9.430 32.701 1.940 Dinamarca 0 6.185 0 7.734 0 España 7.601 11.388 9.901 21.918 0 Finlandia 2.671 8.183 2.666 4.873 0 Francia 63.200 9.215 9.294 7.790 900 Inglaterra 11.850 28.550 4.500 31.700 700 Grecia 0 5.545 2.523 1.660 0 Irlanda 0 1.199 1.273 2.550 0 Italia 0 14.763 18.648 44.655 1.045 Letonia 0 7 66 1.040 0 Países Bajos 449 5.534 500 21.265 500 Portugal 0 2.037 3.549 2.548 0 Suecia 9.040 2.560 5.520 640 140 Chipre 0 0 1.118 0 0 Republica Checa 3.471 12.815 253 762 419 Estonia 0 2.198 299 224 18 Hungría 1.760 1.038 499 4.921 0 Lituania 1.183 0 521 2.136 0 Luxemburgo 0 0 4 436 0 Polonia 0 35.393 0 1.868 0 Eslovenia 670 1.073 143 228 0 Eslovaquia 2.460 1.917 182 2.137 0 Malta 0 0 571 0 0
Tabla 16: Capacidad total instalada por tecnología [EURO05D]
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7.2.2.9. Derechos gratuitos asignados [PNA(i), PNAc(i)] Se trata de los derechos que asigna gratuitamente cada país; por un lado al sector eléctrico, y
por otro, a las cogeneraciones.
Los datos han sido obtenidos de los distintos Planes Nacionales de Asignación presentados
por los distintos países a la Comisión.
Para el caso base se han tomado los valores asignados al año 2005; considerando que hay
países que conceden valores distintos para cada uno de los años del periodo, y otros que
conceden un numero de derechos para el trienio a repartir por igual en los distintos años. En el
caso de la cogeneración se considera solo para aquellos países que hacen mención específica
a la misma, es decir, por ejemplo no se consideran aquellos con un apartado de “Otros
combustión”. Los valores empleados, medidos en Toneladas de CO2, son:
Electricidad CogeneraciónAustria 9.208.702Bélgica 25.642.300Alemania 363.600.000Dinamarca 32.826.111España 84.560.000 11.110.000Finlandia 9.500.000 8.620.000Francia 33.073.118 1.703.728Inglaterra 132.200.000Grecia 52.066.457Irlanda 14.373.689 148.800Italia 137.800.000Letonia 2.936.358 23.865Países Bajos 44.313.078Portugal 19.909.428 2.604.025Suecia 13.000.000Chipre 3.790.141Republica Checa 66.930.000 1.550.000Estonia 14.273.676Hungría 15.856.269Lituania 7.237.000Luxemburgo 1.280.361Polonia 142.736.000 4.011.000Eslovenia 6.488.128Eslovaquia 5.398.830Malta 2.085.602
Tabla 17: Derechos gratuitos para electricidad y cogeneración [AUST04], [BELG04], [ALEM04],
[DINA04], [ESPA04], [FINL04], [FRAN04], [REIN04], [GREC04], [IRLA04], [ITAL04],
[LETO04], [PAIS04], [PORT04], [SUEC04], [CHIP04], [REPU04], [ESTO04], [HUNG04],
[LITU04], [LUXE04], [POLO04], [ESLO04A], [ESLO04B], [MALT04]
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7.2.2.10. Capacidad de interconexión [Capl(i,i)] Se trata de la capacidad de interconexión entre dos países. Como se ha mencionado
anteriormente los datos usados no son la capacidad máxima permitida por las líneas de
interconexión, si no que se han tomado datos de las transferencias reales realizadas para
definir la capacidad.
Para la mayoría de los países se han tomado datos de la organización ETSO, la tabla
empleada ha sido “Indicative Values for Net Transfer Capacities (NTC) in Europe Summer
2005”, pero en dicha tabla hay 4 países de los que no existe información: Estonia, Lituania,
Letonia y Luxemburgo. Para dichos países se han tomado datos del informe de Euroelectric
“Statistics and prospects for the european electricity sector (1980-1990, 2000-2020),
EUROPROG2005”, de las exportaciones e importaciones estimadas en el 2005. Por otro lado
se ha visto los países con los que tienen frontera y se ha dividido el valor “realista” entre las
horas del año y los países frontera para definir una capacidad de interconexión.
La matriz de valores resultantes, medidos en MW, es la siguiente:
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Pedro Lucas García 78
MT
SK
SI
PL
LU
LT
HU
EE
CZ
CY
SE
PT
NL
LV
IT
IE
GR
UK
FR
FI
ES
DK
DE
BE
AT
650
350
860
1600
AT
105
1900
1900
BE
1200
105
2300
600
3900
2100
1750
1400
DE
1760
1350
DK
800
1200
ES
2000
FI
105
2850
2000
500
5600
2500
FR
120
2000
UK
500
GR
330
IE
330
2400
200
IT
140
140
LV
3900
2000
NL
850
PT
1600
2190
600
SE
CY
800
1620
900
600
CZ
500
70
EE
1100
500
HU
70
LT
250
250
250
LU
750
900
550
1000
PL
330
650
SI
750
400
1800
SK
MT
Tabla 18: Capacidad de interconexión [ETSO05], [EURO05]
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7.3. Variables La variable z es el coste total del sistema. Es la variable que se minimizará en el modelo.
Se definen variables para la energía generada por cada tecnología en cada país, se han tenido
que realizar diversas consideraciones:
- Como la energía nuclear no está afectada por el mercado de derechos de emisión será
considerada aparte. Sólo le afecta el coste del combustible y el de operación y
mantenimiento dentro de la función objetivo.
- Se tratarán por separado la energía generada en un país que será consumida dentro
del mismo y la que será exportada.
- Por otro lado la energía total generada será dividida en 3 partes. Una estará sólo
afectada por el coste del combustible y la operación y mantenimiento - esta coincide
con aquella que tiene derechos gratuitos -; otra que además tiene asociado el coste del
derecho de emisión en el mercado; y una tercera que ya no ha podido ser adquirida en
el mercado y por lo tanto tiene asociado el coste de la multa.
Teniendo en cuenta todo lo anterior las variables del modelo son las siguientes:
- z: Coste total del sistema
- E1(i,t): Energía con derechos gratuitos consumida en el país por tecnología y país
- E2(i,t): Energía con derechos comprados en el mercado, consumida en el país por
tecnología y país
- E3(i,t): Energía con derechos que pagan multa consumida en el país, por tecnología y
país
- E1exp(i,j,t): Energía con derechos gratuitos exportada del país i al j por tecnología
- E2exp(i,j,t): Energía con derechos comprados en el mercado exportada del país i al j
por tecnología - E3exp(i,j,t): Energía con derechos que pagan multa exportada del país i al j por
tecnología
- N(i): Energía nuclear generada y consumida en el país i
- Nexp(i,j,t): Energía nuclear exportada de i a j
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7.4. Ecuaciones
7.4.1. Función Objetivo
( ) ( )
( )
( )
( )
( )∑∑∑
∑∑
∑∑∑
∑∑
∑∑∑∑∑
∑∑∑
⋅⋅++
+⋅⋅++
+⋅⋅++
+⋅⋅++
+⋅++⋅+
+⋅++⋅+=
i j t
i t
i j t
i t
i j ti t
i ji
tiEtPmtCoymtCc
tiEtPmtCoymtCc
tiEtPdetCoymtCc
tiEtPdetCoymtCc
tiEtCoymtCctiEtCoymtCc
jiNCoymnCcniNCoymnCcnz
),exp(3)()()(
),(3)()()(
),exp(2)()()(
),(2)()()(
),exp(1)()(),(1)()(
),exp()()()(
α
α
α
α
En la función objetivo aparece toda la energía que se produce multiplicada por su coste de
combustible, operación y mantenimiento y, si aplica, coste de los derechos de emisión.
7.4.2. Restricciones
7.4.2.1. Demanda La energía generada en un país, mas la energía importada, menos la energía exportada, es
igual a la demanda del país.
En la restricción no aparece la resta de la energía exportada ya que en realidad “Ei” es la
energía generada en el país que es consumida en él, si se exporta energía, ésta forma parte de
la variable “Eexp”. La restricción se puede leer “la energía generada en un país y que es
consumida en él mas la energía importada es igual a la demanda.
Considerando las variables del modelo, esta ecuación queda de la siguiente forma:
( )
[ ] ( )⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡+++
++++++=
∑∑∑
∑
j tj
t
tijEtijEtijEijNijConexsi
tiEtiEtiEiNiEriEwiD
),,exp(3),,exp(2),,exp(1),exp(;),(
),(3),(2),(1)()()()(
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7.4.2.2. Limitación de Potencia Como en todo momento hablamos de energía anual, esta restricción lo que hace es limitar a
que el valor medio de la potencia a lo largo del año siempre sea inferior, o igual a la potencia
instalada.
Con el parámetro de la disponibilidad se consigue el efecto de que una central concreta no esté
nunca produciendo las 8.760 horas del año con su potencia máxima.
Existen 2 ecuaciones distintas, una para la energía nuclear, y otra para el resto de tecnologías.
8760)(),exp()( ⋅⋅≤+∑ DisniWnjiNiNj
( )
8760)(),(
),,(3),,exp(2),,exp(1),(3),(2),(1
⋅⋅≤
≤+++++ ∑tDistiW
tjiEtjiEtjiEtiEtiEtiEj
7.4.2.3. Limitación de Capacidad de la red Las importaciones y exportaciones están limitadas por la capacidad de la red. Como ya se ha
comentado anteriormente esta capacidad viene definida por valores realistas de flujos de
energía intercambiados entre países.
( ) ),(),,exp(3),,exp(2),,exp(1),exp( jiCapltjiEtjiEtjiEjiNt
≤+++∑
7.4.2.4. Limitación de derechos gratuitos
Cada país solo puede generar energía E1 (sin pagar derechos) de tal forma que las emisiones
producidas por dicha energía sean inferiores o iguales a los derechos asignados gratuitamente
en el Plan Nacional de Asignación de su país.
)()()(),,exp(1)(),(1 iPNAiPNAettjiEttiE cj tt
+≤⋅+⋅ ∑∑∑ αα
7.4.2.5. Mercado de derechos de emisión
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La suma total de las emisiones producidas por las energías E1 y E2, y las de la cogeneración,
deben ser menores o iguales a la suma total de derechos gratuitos asignados por todos los
países.
Las emisiones producidas por la energía E3 quedan fuera de mercado y deberán pagar la
multa correspondiente.
( ) ( )
( )∑
∑∑∑∑∑+≤
≤⋅++⋅+
i
i j ti t
iPNAciPNAe
ttjiEtjiEttiEtiE
)()(
)(),,exp(2),,exp(1)(),(2),(1 αα
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8. Caso Base
Resuelto el modelo empleando los parámetros que han sido planteados anteriormente los
valores que toma la función objetivo para los distintos precios del derecho de emisión en el
mercado son los siguientes:
Precio Derecho (€) z (k€) 1 38.976.4562 39.126.2903 39.276.1254 39.425.9595 39.575.7936 39.725.6287 39.875.4628 40.025.2969 40.175.130
10 40.324.96511 40.448.96512 40.448.96513 40.448.96514 40.448.96515 40.448.96516 40.448.96517 40.448.96518 40.448.96519 40.448.96520 40.448.96521 40.448.96522 40.448.96523 40.448.96524 40.448.96525 40.448.96526 40.448.965
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Precio Derecho (€) z (k€) 27 40.448.96528 40.448.96529 40.448.96530 40.448.96531 40.448.96532 40.448.96533 40.448.96534 40.448.96535 40.448.96536 40.448.96537 40.448.96538 40.448.96539 40.448.96540 40.448.965
Tabla 19: Función Objetivo en el Caso Base
Si se observa la serie de datos se pueden definir tres tramos:
- En el primero z aumenta una cantidad constante entre un valor y el anterior, es decir
todas las variables toman el mismo valor y la diferencia entre uno y otro es producida
por el incremento en el coste del derecho.
Dicho tramo comprende los valores del precio del derecho de emisión desde 0 € hasta
9 € (marcados en azul en la tabla 19).
- En un segundo tramo se ve que dicha diferencia cambia para cada valor del precio del
derecho de emisión, es decir, en función del precio del derecho el mix de tecnologías
de generación cambia, hay mercado.
Dicho tramo está entre los 9 € y los 11 € (marcados en amarillo en la tabla 19).
- En el último tramo la diferencia entre los valores es nula, es decir, la función objetivo
toma un valor concreto independientemente del precio del derecho de emisión. Esto
solo puede suceder cuando no hay venta de derechos de emisión.
El tramo es desde los 11 € en adelante (marcados en azul en la tabla 19).
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Función Objetivo - Precio del derecho
38.800.000
39.000.000
39.200.000
39.400.000
39.600.000
39.800.000
40.000.000
40.200.000
40.400.000
40.600.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho (€)
Func
ión
Obj
etiv
o (k
€)
Figura 15: Función Objetivo Caso Base
A continuación se presentan los resultados para cada tramo, poniendo en relieve las
diferencias entre unos y otros:
8.1. Caso Base Tramo 1 Datos de Generación
Los datos que aparecen en la tabla son:
- Energía generada: Es la energía generada en el país, tanto para consumo propio
como para exportar.
- Energía Importada: Es la suma de las energías exportadas de todos los demás países
hacia el país.
- Energía Exportada: Es la suma de las energías que el país exporta al extranjero.
- Balance Energía: Para comprobar si el modelo ha cumplido la restricción de demanda
se hace la operación (Energía generada + Energía Importada – Energía Exportada)
- Demanda País: El resultado de la operación anterior debe ser igual a esta demanda.
- Energía máxima permitida: Este valor es el resultado de multiplicar la potencia
máxima permitida de cada tecnología por la disponibilidad y las horas totales del año,
la energía generada en el país debe ser siempre inferior a esta cantidad.
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Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 14.016.000 0 14.016.000 0
Carbon 9.796.490 7.291.000 7.103.490 9.984.000 21.518.064
Fuel 0 0 0 0 9.329.400
Gas 0 0 0 0 2.084.880
CCGT 0 0 0 0 47.654.400
Hidraulica 37.500.000 37.500.000
Renovable 2.100.000 2.100.000
AT
Total 49.396.490 21.307.000 7.103.490 63.600.000 63.600.000 80.586.744
Nuclear 47.767.800 16.644.000 1.296.800 63.115.000 47.767.754
Carbon 16.223.000 0 16.223.000 0 16.223.170
Fuel 0 0 0 0 4.053.690
Gas 0 0 0 0 3.730.446
CCGT 21.365.000 919.800 0 22.284.800 52.315.596
Hidraulica 1.300.000 1.300.000
Renovable 1.500.000 1.500.000
BE
Total 88.155.800 17.563.800 17.519.800 88.199.800 88.200.000 124.090.656
Nuclear 167.183.000 18.396.000 78.840.000 106.739.000 167.183.023
Carbon 379.986.000 13.734.200 5.256.000 388.464.200 451.816.908
Fuel 0 0 0 0 61.954.934
Gas 0 0 0 0 14.445.240
CCGT 0 0 0 0 243.492.170
Hidraulica 28.000.000 28.000.000
Renovable 34.800.000 34.800.000
DE
Total 609.969.000 32.130.200 84.096.000 558.003.200 558.000.000 938.892.275
Nuclear 0 21.741.200 0 21.741.200 0
Carbon 34.921.000 0 27.662.200 7.258.800 49.846.152
Fuel 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 57.587.364
Hidraulica 0 0
Renovable 7.200.000 7.200.000
DK
Total 42.121.000 21.741.200 27.662.200 36.200.000 36.200.000 107.433.516
Nuclear 62.590.000 10.512.000 7.446.000 65.656.000 62.589.674
Carbon 91.778.000 0 0 91.778.000 91.778.170
Fuel 0 0 0 0 65.049.570
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 46.131.000 6.135.000 0 52.266.000 163.201.428
Hidraulica 37.200.000 37.200.000
Renovable 22.200.000 22.200.000
ES
Total 259.899.000 16.647.000 7.446.000 269.100.000 269.100.000 382.618.842
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 87
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 21.994.000 17.520.000 0 39.514.000 21.994.082
Carbon 25.786.000 0 0 25.786.000 65.948.434
Fuel 0 0 0 0 17.515.620
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 36.284.358
Hidraulica 13.000.000 13.000.000
Renovable 11.200.000 11.200.000
FI
Total 71.980.000 17.520.000 0 89.500.000 89.500.000 141.742.494
Nuclear 486.186.000 0 86.286.000 399.900.000 520.414.080
Carbon 0 0 0 0 74.266.601
Fuel 0 0 0 0 61.062.388
Gas 0 0 0 0 6.701.400
CCGT 0 0 0 0 58.003.878
Hidraulica 73.500.000 73.500.000
Renovable 7.600.000 7.600.000
FR
Total 567.286.000 0 86.286.000 481.000.000 481.000.000 720.448.348
Nuclear 97.578.000 17.520.000 0 115.098.000 97.577.640
Carbon 230.090.000 1.051.200 0 231.141.200 230.090.160
Fuel 0 0 0 0 29.565.000
Gas 0 0 0 0 5.212.200
CCGT 28.261.000 0 0 28.261.000 236.038.200
Hidraulica 7.500.000 7.500.000
Renovable 11.000.000 11.000.000
UK
Total 374.429.000 18.571.200 0 393.000.200 393.000.000 598.483.200
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 44.688.000 0 0 44.688.000 44.688.264
Fuel 0 0 0 0 16.576.110
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 10.112.000 0 0 10.112.000 12.360.360
Hidraulica 5.200.000 5.200.000
Renovable 1.200.000 1.200.000
GR
Total 61.200.000 0 0 61.200.000 61.200.000 73.624.734
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 9.663.000 0 1.051.200 8.611.800 9.662.981
Fuel 0 0 0 0 8.363.610
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 15.188.000 0 0 15.188.000 18.987.300
Hidraulica 1.200.000 1.200.000
Renovable 1.900.000 1.900.000
IE
Total 27.951.000 0 1.051.200 26.899.800 26.900.000 37.013.891
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 88
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 21.024.000 0 21.024.000 0
Carbon 118.978.000 4.642.800 0 123.620.800 118.975.545
Fuel 0 0 0 0 122.519.017
Gas 0 0 0 0 7.781.070
CCGT 126.060.000 0 0 126.060.000 332.497.825
Hidraulica 45.300.000 45.300.000
Renovable 14.900.000 14.900.000
IT
Total 305.238.000 25.666.800 0 330.904.800 330.900.000 581.773.457
Nuclear 0 1.226.400 0 1.226.400 0
Carbon 56.414 1.226.400 0 1.282.814 56.414
Fuel 0 0 0 0 433.620
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 1.290.800 0 0 1.290.800 7.743.840
Hidraulica 2.800.000 2.800.000
Renovable 100.000 100.000
LV
Total 4.247.214 2.452.800 0 6.700.014 6.700.000 8.233.874
Nuclear 3.697.200 35.460.800 0 39.158.000 3.697.246
Carbon 44.599.800 16.223.000 0 60.822.800 44.599.613
Fuel 0 0 0 0 3.285.000
Gas 0 0 0 0 3.723.000
CCGT 8.219.100 0 0 8.219.100 158.339.190
Hidraulica 100.000 100.000
Renovable 3.600.000 3.600.000
NL
Total 60.216.100 51.683.800 0 111.899.900 111.900.000 213.644.048
Nuclear 0 7.446.000 0 7.446.000 0
Carbon 16.413.800 0 0 16.413.800 16.416.590
Fuel 0 0 0 0 23.316.930
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 18.972.000 0 6.135.000 12.837.000 18.972.408
Hidraulica 11.900.000 11.900.000
Renovable 3.400.000 3.400.000
PT
Total 50.685.800 7.446.000 6.135.000 51.996.800 52.000.000 58.705.928
Nuclear 74.439.200 0 32.253.200 42.186.000 74.438.976
Carbon 13.829.800 24.440.000 5.256.000 33.013.800 20.631.552
Fuel 0 0 0 0 36.266.400
Gas 0 0 0 0 1.042.440
CCGT 0 0 0 0 4.765.440
Hidraulica 65.500.000 65.500.000
Renovable 7.700.000 7.700.000
SE
Total 161.469.000 24.440.000 37.509.200 148.399.800 148.400.000 137.144.808
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 89
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 4.400.000 0 0 4.400.000 7.345.260
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0
Hidraulica 0 0
Renovable 0 0
CY
Total 4.400.000 0 0 4.400.000 4.400.000 7.345.260
Nuclear 28.582.000 11.934.600 7.884.000 32.632.600 28.581.602
Carbon 33.078.000 17.148.400 23.059.000 27.167.400 103.278.648
Fuel 0 0 0 0 1.662.210
Gas 0 0 0 0 3.119.874
CCGT 0 0 0 0 5.673.852
Hidraulica 2.200.000 2.200.000
Renovable 700.000 700.000
CZ
Total 64.560.000 29.083.000 30.943.000 62.700.000 62.700.000 142.316.186
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 8.326.400 0 1.226.400 7.100.000 17.714.122
Fuel 0 0 0 0 1.964.430
Gas 0 0 0 0 134.028
CCGT 0 0 0 0 1.667.904
Hidraulica 0 0
Renovable 200.000 200.000
EE
Total 8.526.400 0 1.226.400 7.300.000 7.300.000 21.480.484
Nuclear 14.493.000 9.636.000 0 24.129.000 14.492.544
Carbon 8.365.400 4.380.000 0 12.745.400 8.365.450
Fuel 0 0 0 0 3.278.430
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 4.926.000 0 0 4.926.000 36.641.766
Hidraulica 200.000 200.000
Renovable 200.000 200.000
HU
Total 28.184.400 14.016.000 0 42.200.400 42.200.000 62.778.190
Nuclear 9.741.300 0 1.226.400 8.514.900 9.741.295
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 3.422.970
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 885.100 0 0 885.100 15.904.656
Hidraulica 700.000 700.000
Renovable 0 0
LT
Total 11.326.400 0 1.226.400 10.100.000 10.100.000 29.068.921
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 90
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 4.380.000 0 4.380.000 0
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 26.280
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 1.739.800 0 919.800 820.000 3.246.456
Hidraulica 800.000 800.000
Renovable 100.000 100.000
LU
Total 2.639.800 4.380.000 919.800 6.100.000 6.100.000 3.272.736
Nuclear 0 28.032.000 0 28.032.000 0
Carbon 114.804.900 0 19.036.900 95.768.000 285.239.266
Fuel 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 13.909.128
Hidraulica 4.000.000 4.000.000
Renovable 400.000 400.000
PL
Total 119.204.900 28.032.000 19.036.900 128.200.000 128.200.000 299.148.394
Nuclear 5.517.000 0 0 5.517.000 5.517.048
Carbon 6.902.300 971.490 2.890.800 4.982.990 8.647.522
Fuel 0 0 0 0 939.510
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 1.697.688
Hidraulica 3.500.000 3.500.000
Renovable 0 0
SI
Total 15.919.300 971.490 2.890.800 13.999.990 14.000.000 16.801.768
Nuclear 20.256.600 0 20.256.600 0 20.256.624
Carbon 5.743.500 20.613.900 2.957.400 23.400.000 15.449.486
Fuel 0 0 0 0 1.195.740
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 15.912.102
Hidraulica 4.300.000 4.300.000
Renovable 200.000 200.000
SK
Total 30.500.100 20.613.900 23.214.000 27.900.000 27.900.000 52.813.952
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 2.200.000 0 0 2.200.000 3.751.470
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0
Hidraulica 0 0
Renovable 0 0
MT
Total 2.200.000 0 0 2.200.000 2.200.000 3.751.470
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 91
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 1.040.025.100 235.489.000 235.489.000 1.040.025.100 1.074.251.590
Carbon 1.214.029.804 111.722.390 111.722.390 1.214.029.804 1.695.213.110
Fuel 6.600.000 0 0 6.600.000 482.877.590
Gas 0 0 0 0 47.974.578
CCGT 283.149.800 7.054.800 7.054.800 283.149.800 1.542.897.309
Hidraulica 345.700.000 345.700.000
Renovable 132.200.000 132.200.000
TOTAL
Total 3.021.704.704 354.266.190 354.266.190 3.021.704.704 3.021.700.000 4.843.214.176
Tabla 20: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 1
Datos de Derechos de emisión
Los datos que aparecen en la tabla son:
- Derechos Necesarios: Es el resultado de multiplicar la energía generada en el país
por el factor de emisión correspondiente.
- Derechos Gratuitos: Es la suma de los derechos gratuitos eléctricos y de
cogeneración asignados en el PNA.
- Derechos Comprados: Es la suma de las variables E2 de un país multiplicadas por su
factor de emisión correspondiente.
- Derechos no adquiridos: Es la suma de las variables E3 de un país multiplicadas por
su factor de emisión correspondiente.
- Posibilidad de venta de derechos: Si la suma de los derechos comprados por un
país mas los asignados gratuitamente es mayor que los derechos necesarios, podrá
vender dicho excedente.
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 92
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 9.208.701 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
AT
Total 9.208.701 9.208.702 0 0 1
Carbon 15.249.620 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 7.691.400 0 0
BE
Total 22.941.020 25.642.300 0 0 2.701.280
Carbon 357.186.840 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
DE
Total 357.186.840 363.600.000 0 0 6.413.160
Carbon 32.825.740 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
DK
Total 32.825.740 32.826.111 0 0 371
Carbon 86.271.320 18.318.720 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 16.607.160 0 0
ES
Total 102.878.480 95.670.000 18.318.720 0 11.110.240
Carbon 24.238.840 14.739.200 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
FI
Total 24.238.840 18.120.000 14.739.200 0 8.620.360
Carbon 0 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
FR
Total 0 34.776.846 0 0 34.776.846
Carbon 216.284.600 94.263.200 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 10.173.960 0 0
UK
Total 226.458.560 132.200.000 94.263.200 0 4.640
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 93
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 42.006.720 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 3.640.320 0 0
GR
Total 45.647.040 52.066.457 0 0 6.419.417
Carbon 9.083.220 177.275 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 5.467.680 0 0
IE
Total 14.550.900 14.522.489 177.275 0 148.864
Carbon 111.839.320 19.419.460 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 45.381.600 0 0
IT
Total 157.220.920 137.800.000 19.419.460 0 0
Carbon 53.029 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 464.688 0 0
LV
Total 517.717 2.960.223 0 0 2.442.506
Carbon 41.923.812 569.452 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 2.958.876 0 0
NL
Total 44.882.688 44.313.078 569.452 0 0
Carbon 15.428.972 143.632 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 6.829.920 2.208.600 0
PT
Total 22.258.892 22.513.453 2.352.232 0 2.606.793
Carbon 13.000.012 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
SE
Total 13.000.012 13.000.000 0 0 0
Carbon 0 0 0
Fuel 3.080.000 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
CY
Total 3.080.000 3.790.141 0 0 710.141
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 94
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 31.093.320 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
CZ
Total 31.093.320 68.480.000 0 0 37.386.680
Carbon 7.826.816 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
EE
Total 7.826.816 14.273.676 0 0 6.446.860
Carbon 7.863.476 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 1.773.360 0 0
HU
Total 9.636.836 15.856.269 0 0 6.219.433
Carbon 0 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 318.636 0 0
LT
Total 318.636 7.237.000 0 0 6.918.364
Carbon 0 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 626.328 0 0
LU
Total 626.328 1.280.361 0 0 654.033
Carbon 107.916.606 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
PL
Total 107.916.606 146.747.000 0 0 38.830.394
Carbon 6.488.162 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
SI
Total 6.488.162 6.488.128 0 0 0
Carbon 5.398.890 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
SK
Total 5.398.890 5.398.830 0 0 0
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 95
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 0 0 0
Fuel 1.540.000 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
MT
Total 1.540.000 2.085.602 0 0 545.602
Carbon 1.141.188.016 147.630.939 0
Fuel 4.620.000 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 101.933.928 2.208.600 0
TOTAL
Total 1.247.741.944 1.270.856.666 149.839.539 0 172.955.985
Tabla 21: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 1
8.2. Caso Base Tramo 2 El tramo 2 se caracteriza por que en él el mix de generación varía según el precio del derecho
de emisión, precisamente por esa razón no se puede presentar una tabla análoga a la del
tramo 1.
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8.3. Caso Base Tramo 3
Datos de generación
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 14.016.000 0 14.016.000 0
Carbon 9.796.490 7.291.000 7.103.490 9.984.000 21.518.064
Fuel 0 0 0 0 9.329.400
Gas 0 0 0 0 2.084.880
CCGT 0 0 0 0 47.654.400
Hidraulica 37.500.000 37.500.000
Renovable 2.100.000 2.100.000
AT
Total 49.396.490 21.307.000 7.103.490 63.600.000 63.600.000 80.586.744
Nuclear 47.767.800 16.644.000 1.296.800 63.115.000 47.767.754
Carbon 16.223.000 0 16.223.000 0 16.223.170
Fuel 0 0 0 0 4.053.690
Gas 0 0 0 0 3.730.446
CCGT 21.365.000 919.800 0 22.284.800 52.315.596
Hidraulica 1.300.000 1.300.000
Renovable 1.500.000 1.500.000
BE
Total 88.155.800 17.563.800 17.519.800 88.199.800 88.200.000 124.090.656
Nuclear 167.184.000 18.396.000 67.014.000 118.566.000 167.183.023
Carbon 381.886.000 0 5.256.000 376.630.000 451.816.908
Fuel 0 0 0 0 61.954.934
Gas 0 0 0 0 14.445.240
CCGT 0 0 0 0 243.492.170
Hidraulica 28.000.000 28.000.000
Renovable 34.800.000 34.800.000
DE
Total 611.870.000 18.396.000 72.270.000 557.996.000 558.000.000 938.892.275
Nuclear 0 15.171.000 0 15.171.000 0
Carbon 33.013.000 0 19.184.000 13.829.000 49.846.152
Fuel 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 57.587.364
Hidraulica 0 0
Renovable 7.200.000 7.200.000
DK
Total 40.213.000 15.171.000 19.184.000 36.200.000 36.200.000 107.433.516
Nuclear 62.589.400 10.512.000 3.813.400 69.288.000 62.589.674
Carbon 58.641.000 0 0 58.641.000 91.778.170
Fuel 0 0 0 0 65.049.570
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 81.771.000 0 0 81.771.000 163.201.428
Hidraulica 37.200.000 37.200.000
Renovable 22.200.000 22.200.000
ES
Total 262.401.400 10.512.000 3.813.400 269.100.000 269.100.000 382.618.842
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Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 21.994.000 17.520.000 0 39.514.000 21.994.082
Carbon 374.260 0 0 374.260 65.948.434
Fuel 0 0 0 0 17.515.620
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 25.412.000 0 0 25.412.000 36.284.358
Hidraulica 13.000.000 13.000.000
Renovable 11.200.000 11.200.000
FI
Total 71.980.260 17.520.000 0 89.500.260 89.500.000 141.742.494
Nuclear 486.186.000 0 86.286.000 399.900.000 520.414.080
Carbon 0 0 0 0 74.266.601
Fuel 0 0 0 0 61.062.388
Gas 0 0 0 0 6.701.400
CCGT 0 0 0 0 58.003.878
Hidraulica 73.500.000 73.500.000
Renovable 7.600.000 7.600.000
FR
Total 567.286.000 0 86.286.000 481.000.000 481.000.000 720.448.348
Nuclear 97.578.000 17.520.000 0 115.098.000 97.577.640
Carbon 67.575.000 1.051.200 0 68.626.200 230.090.160
Fuel 0 0 0 0 29.565.000
Gas 0 0 0 0 5.212.200
CCGT 190.780.000 0 0 190.780.000 236.038.200
Hidraulica 7.500.000 7.500.000
Renovable 11.000.000 11.000.000
UK
Total 374.433.000 18.571.200 0 393.004.200 393.000.000 598.483.200
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 44.688.000 0 0 44.688.000 44.688.264
Fuel 0 0 0 0 16.576.110
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 10.112.000 0 0 10.112.000 12.360.360
Hidraulica 5.200.000 5.200.000
Renovable 1.200.000 1.200.000
GR
Total 61.200.000 0 0 61.200.000 61.200.000 73.624.734
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 9.357.300 0 1.051.200 8.306.100 9.662.981
Fuel 0 0 0 0 8.363.610
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 15.494.000 0 0 15.494.000 18.987.300
Hidraulica 1.200.000 1.200.000
Renovable 1.900.000 1.900.000
IE
Total 27.951.300 0 1.051.200 26.900.100 26.900.000 37.013.891
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Pedro Lucas García 98
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 21.024.000 0 21.024.000 0
Carbon 85.497.000 4.642.800 0 90.139.800 118.975.545
Fuel 0 0 0 0 122.519.017
Gas 0 0 0 0 7.781.070
CCGT 159.540.000 0 0 159.540.000 332.497.825
Hidraulica 45.300.000 45.300.000
Renovable 14.900.000 14.900.000
IT
Total 305.237.000 25.666.800 0 330.903.800 330.900.000 581.773.457
Nuclear 0 1.226.400 0 1.226.400 0
Carbon 56.414 1.226.400 0 1.282.814 56.414
Fuel 0 0 0 0 433.620
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 1.290.800 0 0 1.290.800 7.743.840
Hidraulica 2.800.000 2.800.000
Renovable 100.000 100.000
LV
Total 4.247.214 2.452.800 0 6.700.014 6.700.000 8.233.874
Nuclear 3.697.200 35.460.800 0 39.158.000 3.697.246
Carbon 43.618.000 16.223.000 0 59.841.000 44.599.613
Fuel 0 0 0 0 3.285.000
Gas 0 0 0 0 3.723.000
CCGT 9.201.000 0 0 9.201.000 158.339.190
Hidraulica 100.000 100.000
Renovable 3.600.000 3.600.000
NL
Total 60.216.200 51.683.800 0 111.900.000 111.900.000 213.644.048
Nuclear 0 3.813.400 0 3.813.400 0
Carbon 13.914.000 0 0 13.914.000 16.416.590
Fuel 0 0 0 0 23.316.930
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 18.972.000 0 0 18.972.000 18.972.408
Hidraulica 11.900.000 11.900.000
Renovable 3.400.000 3.400.000
PT
Total 48.186.000 3.813.400 0 51.999.400 52.000.000 58.705.928
Nuclear 74.439.000 0 37.509.000 36.930.000 74.438.976
Carbon 13.830.000 24.440.000 0 38.270.000 20.631.552
Fuel 0 0 0 0 36.266.400
Gas 0 0 0 0 1.042.440
CCGT 0 0 0 0 4.765.440
Hidraulica 65.500.000 65.500.000
Renovable 7.700.000 7.700.000
SE
Total 161.469.000 24.440.000 37.509.000 148.400.000 148.400.000 137.144.808
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Pedro Lucas García 99
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 4.400.000 0 0 4.400.000 7.345.260
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0
Hidraulica 0 0
Renovable 0 0
CY
Total 4.400.000 0 0 4.400.000 4.400.000 7.345.260
Nuclear 28.582.000 9.148.600 7.884.000 29.846.600 28.581.602
Carbon 33.078.000 19.934.400 23.059.000 29.953.400 103.278.648
Fuel 0 0 0 0 1.662.210
Gas 0 0 0 0 3.119.874
CCGT 0 0 0 0 5.673.852
Hidraulica 2.200.000 2.200.000
Renovable 700.000 700.000
CZ
Total 64.560.000 29.083.000 30.943.000 62.700.000 62.700.000 142.316.186
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 8.326.400 0 1.226.400 7.100.000 17.714.122
Fuel 0 0 0 0 1.964.430
Gas 0 0 0 0 134.028
CCGT 0 0 0 0 1.667.904
Hidraulica 0 0
Renovable 200.000 200.000
EE
Total 8.526.400 0 1.226.400 7.300.000 7.300.000 21.480.484
Nuclear 14.493.000 9.636.000 0 24.129.000 14.492.544
Carbon 8.365.400 4.380.000 0 12.745.400 8.365.450
Fuel 0 0 0 0 3.278.430
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 4.926.000 0 0 4.926.000 36.641.766
Hidraulica 200.000 200.000
Renovable 200.000 200.000
HU
Total 28.184.400 14.016.000 0 42.200.400 42.200.000 62.778.190
Nuclear 9.741.300 0 1.226.400 8.514.900 9.741.295
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 3.422.970
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 885.100 0 0 885.100 15.904.656
Hidraulica 700.000 700.000
Renovable 0 0
LT
Total 11.326.400 0 1.226.400 10.100.000 10.100.000 29.068.921
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 100
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 0 4.380.000 0 4.380.000 0
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 26.280
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 1.739.800 0 919.800 820.000 3.246.456
Hidraulica 800.000 800.000
Renovable 100.000 100.000
LU
Total 2.639.800 4.380.000 919.800 6.100.000 6.100.000 3.272.736
Nuclear 0 28.032.000 0 28.032.000 0
Carbon 114.804.900 0 19.036.900 95.768.000 285.239.266
Fuel 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 13.909.128
Hidraulica 4.000.000 4.000.000
Renovable 400.000 400.000
PL
Total 119.204.900 28.032.000 19.036.900 128.200.000 128.200.000 299.148.394
Nuclear 5.517.000 0 0 5.517.000 5.517.048
Carbon 6.902.300 971.490 2.890.800 4.982.990 8.647.522
Fuel 0 0 0 0 939.510
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 1.697.688
Hidraulica 3.500.000 3.500.000
Renovable 0 0
SI
Total 15.919.300 971.490 2.890.800 13.999.990 14.000.000 16.801.768
Nuclear 20.256.700 0 17.470.600 2.786.100 20.256.624
Carbon 5.743.400 20.613.900 5.743.400 20.613.900 15.449.486
Fuel 0 0 0 0 1.195.740
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 15.912.102
Hidraulica 4.300.000 4.300.000
Renovable 200.000 200.000
SK
Total 30.500.100 20.613.900 23.214.000 27.900.000 27.900.000 52.813.952
Nuclear 0 0 0 0 0
Carbon 0 0 0 0 0
Fuel 2.200.000 0 0 2.200.000 3.751.470
Gas 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0
Hidraulica 0 0
Renovable 0 0
MT
Total 2.200.000 0 0 2.200.000 2.200.000 3.751.470
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 101
Energía Generada para consumo propio
Energía Importada
Energía Exportada
Balance Energía Demanda Pais
Energía máxima permitida
Nuclear 1.040.025.400 222.500.200 222.500.200 1.040.025.400 1.074.251.590
Carbon 955.689.864 100.774.190 100.774.190 955.689.864 1.695.213.110
Fuel 6.600.000 0 0 6.600.000 482.877.590
Gas 0 0 0 0 47.974.578
CCGT 541.488.700 919.800 919.800 541.488.700 1.542.897.309
Hidraulica 345.700.000 345.700.000
Renovable 132.200.000 132.200.000
TOTAL
Total 3.021.703.964 324.194.190 324.194.190 3.021.703.964 3.021.700.000 4.843.214.176
Tabla 22: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 3
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 102
Datos de derechos de emisión
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 9.208.701 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
AT
Total 9.208.701 9.208.702 0 0 1
Carbon 15.249.620 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 7.691.400 0 0
BE
Total 22.941.020 25.642.300 0 0 2.701.280
Carbon 358.972.840 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
DE
Total 358.972.840 363.600.000 0 0 4.627.160
Carbon 31.032.220 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
DK
Total 31.032.220 32.826.111 0 0 1.793.891
Carbon 55.122.540 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 29.437.560 0 0
ES
Total 84.560.100 95.670.000 0 0 11.109.900
Carbon 351.804 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 9.148.320 0 0
FI
Total 9.500.124 18.120.000 0 0 8.619.876
Carbon 0 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
FR
Total 0 34.776.846 0 0 34.776.846
Carbon 63.520.500 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 68.680.800 0 0
UK
Total 132.201.300 132.200.000 0 0 0
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 103
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 42.006.720 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 3.640.320 0 0
GR
Total 45.647.040 52.066.457 0 0 6.419.417
Carbon 8.795.862 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 5.577.840 0 0
IE
Total 14.373.702 14.522.489 0 0 148.787
Carbon 80.367.180 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 57.434.400 0 0
IT
Total 137.801.580 137.800.000 0 0 0
Carbon 53.029 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 464.688 0 0
LV
Total 517.717 2.960.223 0 0 2.442.506
Carbon 41.000.920 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 3.312.360 0 0
NL
Total 44.313.280 44.313.078 0 0 0
Carbon 13.079.160 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 6.829.920 0 0
PT
Total 19.909.080 22.513.453 0 0 2.604.373
Carbon 13.000.200 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
SE
Total 13.000.200 13.000.000 0 0 0
Carbon 0 0 0
Fuel 3.080.000 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
CY
Total 3.080.000 3.790.141 0 0 710.141
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 104
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 31.093.320 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
CZ
Total 31.093.320 68.480.000 0 0 37.386.680
Carbon 7.826.816 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
EE
Total 7.826.816 14.273.676 0 0 6.446.860
Carbon 7.863.476 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 1.773.360 0 0
HU
Total 9.636.836 15.856.269 0 0 6.219.433
Carbon 0 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 318.636 0 0
LT
Total 318.636 7.237.000 0 0 6.918.364
Carbon 0 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 626.328 0 0
LU
Total 626.328 1.280.361 0 0 654.033
Carbon 107.916.606 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
PL
Total 107.916.606 146.747.000 0 0 38.830.394
Carbon 6.488.162 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
SI
Total 6.488.162 6.488.128 0 0 0
Carbon 5.398.796 0 0
Fuel 0 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
SK
Total 5.398.796 5.398.830 0 0 34
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 105
Derechos Necesarios
Derechos Gratuitos
Derechos Comprados
Derechos No Adquiridos
Posibilidad de venta de derechos
Carbon 0 0 0
Fuel 1.540.000 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 0 0 0
MT
Total 1.540.000 2.085.602 0 0 545.602
Carbon 898.348.472 0 0
Fuel 4.620.000 0 0
Gas 0 0 0
CCGT 194.935.932 0 0
TOTAL
Total 1.097.904.404 1.270.856.666 0 0 172.955.578
Tabla 23: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 3
Se puede observar claramente que entre el tramo 1 y el tramo 3 hay diferencias en 12 países:
- Alemania
- Dinamarca
- España
- Finlandia
- Reino Unido
- Irlanda
- Italia
- Países Bajos
- Portugal
- Suecia
- Republica Checa
- Eslovaquia
La diferencia radica fundamentalmente en una mayor generación con gas natural en detrimento
del carbón según se incrementa el precio del derecho de emisión. Por otro lado esto modifica
en algunos casos las exportaciones e importaciones de energía, siendo globalmente mayor el
intercambio de energía cuando el precio del derecho de emisión es más caro.
En las siguientes tablas se presentan estas diferencias país por país para todas las tecnologías
térmicas:
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 106
Energía Generada Energía Exportada Energía Importada
Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3
Nuclear 167.183.000 167.184.000 18.396.000 18.396.000 78.840.000 67.014.000
Carbon 379.986.000 381.886.000 13.734.200 0 5.256.000 5.256.000
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0 0
DE
Total 609.969.000 611.870.000 32.130.200 18.396.000 84.096.000 72.270.000
Nuclear 0 0 21.741.200 15.171.000 0 0
Carbon 34.921.000 33.013.000 0 0 27.662.200 19.184.000
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0 0
DK
Total 42.121.000 40.213.000 21.741.200 15.171.000 27.662.200 19.184.000
Nuclear 62.590.000 62.589.400 10.512.000 10.512.000 7.446.000 3.813.400
Carbon 91.778.000 58.641.000 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 46.131.000 81.771.000 6.135.000 0 0 0
ES
Total 259.899.000 262.401.400 16.647.000 10.512.000 7.446.000 3.813.400
Nuclear 21.994.000 21.994.000 17.520.000 17.520.000 0 0
Carbon 25.786.000 374.260 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 0 25.412.000 0 0 0 0
FI
Total 71.980.000 71.980.260 17.520.000 17.520.000 0 0
Nuclear 97.578.000 97.578.000 17.520.000 17.520.000 0 0
Carbon 230.090.000 67.575.000 1.051.200 1.051.200 0 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 28.261.000 190.780.000 0 0 0 0
UK
Total 374.429.000 374.433.000 18.571.200 18.571.200 0 0
Nuclear 0 0 0 0 0 0
Carbon 9.663.000 9.357.300 0 0 1.051.200 1.051.200
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 15.188.000 15.494.000 0 0 0 0
IE
Total 27.951.000 27.951.300 0 0 1.051.200 1.051.200
Nuclear 0 0 21.024.000 21.024.000 0 0
Carbon 118.978.000 85.497.000 4.642.800 4.642.800 0 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 126.060.000 159.540.000 0 0 0 0
IT
Total 305.238.000 305.237.000 25.666.800 25.666.800 0 0
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 107
Energía Generada Energía Exportada Energía Importada
Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3
Nuclear 3.697.200 3.697.200 35.460.800 35.460.800 0 0
Carbon 44.599.800 43.618.000 16.223.000 16.223.000 0 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 8.219.100 9.201.000 0 0 0 0
NL
Total 60.216.100 60.216.200 51.683.800 51.683.800 0 0
Nuclear 0 0 7.446.000 3.813.400 0 0
Carbon 16.413.800 13.914.000 0 0 0 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 18.972.000 18.972.000 0 0 6.135.000 0
PT
Total 50.685.800 48.186.000 7.446.000 3.813.400 6.135.000 0
Nuclear 74.439.200 74.439.000 0 0 32.253.200 37.509.000
Carbon 13.829.800 13.830.000 24.440.000 24.440.000 5.256.000 0
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0 0
SE
Total 161.469.000 161.469.000 24.440.000 24.440.000 37.509.200 37.509.000
Nuclear 28.582.000 28.582.000 11.934.600 9.148.600 7.884.000 7.884.000
Carbon 33.078.000 33.078.000 17.148.400 19.934.400 23.059.000 23.059.000
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 0 0 0 0 0 0
CZ
Total 64.560.000 64.560.000 29.083.000 29.083.000 30.943.000 30.943.000
Nuclear 456.063.400 456.063.600 161.554.600 148.565.800 126.423.200 116.220.400
Carbon 999.123.400 740.783.560 77.239.600 66.291.400 62.284.400 48.550.200
Fuel 0 0 0 0 0 0
Gas 0 0 0 0 0 0
CCGT 242.831.100 501.170.000 6.135.000 0 6.135.000 0
TOTAL
Total 2.028.517.900 2.028.517.160 244.929.200 214.857.200 194.842.600 164.770.600
Tabla 24: Países con diferencias. Generación
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 108
Las diferencias, totalizadas para Europa, se ven claramente en la siguiente gráfica:
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Ener
gía
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural EnergíaIntercambiada
Tecnología
Generación por tecnología
Tramo 1 Tramo 3
figura 16: Generación total Europa
Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión, observando país por país, hay
varios países que en ambos tramos tienen un número de derechos necesarios similar y para
los que por lo tanto, el comportamiento en el mercado en ambos tramos es muy similar. Otros
sin embargo necesitan un número de derechos superior en el primer tramo y se ven obligados
a comprar una parte en el mercado de derechos. Las diferencias país a país se ven en la
siguiente tabla:
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos No adquiridos
Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3
DE 357.186.840 358.972.840 6.413.160 4.627.160 0 0 0 0
DK 32.825.740 31.032.220 371 1.793.891 0 0 0 0
ES 102.878.480 84.560.100 11.110.240 11.109.900 18.318.720 0 0 0
FI 24.238.840 9.500.124 8.620.360 8.619.876 14.739.200 0 0 0
UK 226.458.560 132.201.300 4.640 0 94.263.200 0 0 0
IE 14.550.900 14.373.702 148.864 148.787 177.275 0 0 0
IT 157.220.920 137.801.580 0 0 19.419.460 0 0 0
NL 44.882.688 44.313.280 0 0 569.452 0 0 0
PT 22.258.892 19.909.080 2.606.793 2.604.373 2.352.232 0 0 0
SE 13.000.012 13.000.200 0 0 0 0 0 0
CZ 31.093.320 31.093.320 37.386.680 37.386.680 0 0 0 0
TOTAL 1.026.595.192 876.757.746 66.291.108 66.290.667 149.839.539 0 0 0
Tabla 25: Países con diferencias. Mercado de derechos
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 109
Se puede observar como en los países donde son más pronunciadas las diferencias en los
derechos necesarios, es decir España, Finlandia, Reino Unido, Italia y Portugal, dicha
diferencia coincide en gran medida con los derechos comprados por el país. Por otro lado se
puede observar como globalmente el número de derechos existentes en el mercado no ha
variado prácticamente, sin embargo, redistribuyendo el mix de generación en Europa de una
forma adecuada no es necesario recurrir al mercado, eso si, se encarece la generación de
electricidad.
A continuación se presentan estos resultados en una gráfica:
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Der
echo
s
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Mercado de derechos de emisión
Tramo 1 Tramo 3
figura 17: Mercado de derechos
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 110
9. Análisis de Sensibilidad
En el análisis de sensibilidad se presentarán los resultados que se obtendrían si alguno de los
parámetros introducidos tomase otro valor.
9.1. Variación en Demanda Se analizarán los casos para los que la demanda se incrementa un 5% y un 10% con respecto
al caso base, así como aquellos para los que la demanda disminuye un 5%. Los casos
analizados son los siguientes:
Demanda - 5% Caso Base Demanda + 5% Demanda + 10% AT 60.420.000 63.600.000 66.780.000 69.960.000 BE 83.790.000 88.200.000 92.610.000 97.020.000 DE 530.100.000 558.000.000 585.900.000 613.800.000 DK 34.390.000 36.200.000 38.010.000 39.820.000 ES 255.645.000 269.100.000 282.555.000 296.010.000 FI 85.025.000 89.500.000 93.975.000 98.450.000 FR 456.950.000 481.000.000 505.050.000 529.100.000 UK 373.350.000 393.000.000 412.650.000 432.300.000 GR 58.140.000 61.200.000 64.260.000 67.320.000 IE 25.555.000 26.900.000 28.245.000 29.590.000 IT 314.355.000 330.900.000 347.445.000 363.990.000 LV 6.365.000 6.700.000 7.035.000 7.370.000 NL 106.305.000 111.900.000 117.495.000 123.090.000 PT 49.400.000 52.000.000 54.600.000 57.200.000 SE 140.980.000 148.400.000 155.820.000 163.240.000 CY 4.180.000 4.400.000 4.620.000 4.840.000 CZ 59.565.000 62.700.000 65.835.000 68.970.000 EE 6.935.000 7.300.000 7.665.000 8.030.000 HU 40.090.000 42.200.000 44.310.000 46.420.000
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 111
Demanda - 5% Caso Base Demanda + 5% Demanda + 10% LT 9.595.000 10.100.000 10.605.000 11.110.000 LU 5.795.000 6.100.000 6.405.000 6.710.000 PL 121.790.000 128.200.000 134.610.000 141.020.000 SI 13.300.000 14.000.000 14.700.000 15.400.000 SK 26.505.000 27.900.000 29.295.000 30.690.000 MT 2.090.000 2.200.000 2.310.000 2.420.000
Tabla 26: Análisis de sensibilidad. Demanda. Casos.
Análisis de Sensibilidad Demanda
35.000.000
37.000.000
39.000.000
41.000.000
43.000.000
45.000.000
47.000.000
49.000.000
51.000.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho de emisión (€)
Cos
te to
tal E
urop
a (k
€)
Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%
figura 18: Análisis de Sensibilidad. Demanda
En la figura anterior se muestra el valor de la función objetivo, es decir el coste de generación
total europeo, frente al precio del derecho de emisión en el mercado, para todos los casos de
demanda analizados.
Para mostrar mejor las variaciones en el modelo al modificar el parámetro, se presenta a
continuación una gráfica análoga a la anterior pero presentada en tanto por uno, es decir, para
cada caso se toma el valor inicial de la función objetivo como el 100% y el resto de valores
toman este como referencia.
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Pedro Lucas García 112
Análisis de sensibilidad Demanda
0,995
1,000
1,005
1,010
1,015
1,020
1,025
1,030
1,035
1,040
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho de emisión (€)
Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%
Figura 19: Análisis de Sensibilidad. Demanda
En las figuras 18 y 19 se observa como en todos los casos se pueden definir los mismos
tramos existentes en el caso base y que estos están delimitados por los mismos precios del
derecho de emisión.
En todos los casos se observa que en un primer tramo existe comercio de derechos, es decir,
hay países que necesitan comprar derechos de emisión a otros países, si bien dicho tramo se
caracteriza por que el número de derechos adquiridos no se modifica sea cual sea el precio de
los mismos. La pendiente en este primer tramo es distinta para cada caso debido a que el
número de derechos comprados es diferente.
En un segundo tramo, y también para todos los casos, el mix de generación va evolucionando
en función del precio del derecho en el mercado.
En el tercer tramo hay ciertas diferencias entre los casos analizados, para el caso base y para
el caso con una demanda un 5% inferior se puede observar que la función objetivo toma el
mismo valor para cualquier precio del derecho de emisión, esto significa que ningún país
compra derechos a otro, la generación se ha adaptado para que cada país consuma solamente
los derechos que le han sido asignados gratuitamente; por otro lado en los otros dos casos,
con demandas un 5% y un 10% superiores a las del caso base esto no es posible, y en algunos
países es necesario comprar una serie de derechos, evidentemente esta cantidad es la menor
posible, pero puede observarse como al aumentar la demanda dicha cantidad aumenta.
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Pedro Lucas García 113
A continuación se presentan una serie de gráficas que analizan tanto la generación global
europea como el mercado de derechos de emisión para los distintos casos.
Analisis de Sensibilidad Demanda
0
500.000.000
1.000.000.000
1.500.000.000
2.000.000.000
2.500.000.000
3.000.000.000
Base - 5%Tramo 1
Base Tramo1
Base + 5%Tramo 1
Base + 10%Tramo 1
Base - 5%tramo 3
Base tramo3
Base + 5%tramo 3
Base + 10%tramo 3
Ener
gía
tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
figura 20: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Ener
gía
Tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Analisis de Sensibilidad Demanda Tramo 1
Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%
figura 21: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa
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Pedro Lucas García 114
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
Ener
gía
Tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Analisis de Sensibilidad Demanda Tramo 3
Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%
figura 22: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa
De las gráficas anteriores (figuras de la 20 a la 22) los aspectos más significativos que se
pueden comentar son los siguientes:
- Se observa claramente que la generación nuclear se mantiene más o menos constante
en todos los casos, si bien existe un pequeño incremento según aumenta la demanda.
- Comparando la energía producida con carbón en los tramos 1 y 3, se observa que en
el tramo 1 es mucho mayor. La disminución en el tramo 3 se ve compensada por un
incremento en la generación con gas natural, esta tecnología tiene un coste de
combustible mayor al del carbón pero sus emisiones son mucho menores, lo que la
hace ventajosa al incrementarse el precio del derecho de emisión.
- Las otras 2 tecnologías, fuel y gas, se emplean lo menos posible por ser más costosas
y no se ven modificadas prácticamente en los distintos casos.
- Un detalle a comentar es la evolución de la generación con carbón en el tramo 1 (figura
21). Se observa un incremento en la generación entre el caso con una demanda
inferior al caso base y dicho caso base, pero una disminución cuando la demanda
aumenta más todavía. Esto es debido a que, tal y como se ha comentado, las
emisiones producidas por el carbón son muy altas y con valores tan altos de
generación serían necesarios en Europa más derechos de los asignados
gratuitamente en los Planes Nacionales de Asignación. Se ve claramente como está
disminución de la generación con carbón se ve compensada con una mayor
generación con gas natural.
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Pedro Lucas García 115
Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión:
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Der
echo
s de
em
isió
n
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Análisis de Sensibilidad Demanda Tramo 1
Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%
figura 23: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Der
echo
s de
em
isió
n
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Análisis de Sensibilidad Demanda Tramo 3
Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%
figura 24: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión
- El número de derechos necesarios aumenta según lo hace la demanda. Sin embargo
en los escenarios de mayor demanda, en el tramo donde el coste del derecho es
menor, se alcanza un valor límite de derechos necesarios (figura 23). Este valor es el
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Pedro Lucas García 116
número total de derechos asignados gratuitamente en toda Europa, en el caso de que
se superase dicha cantidad de derechos necesarios, alguno de los Estados miembro
debería hacer frente a una multa por exceso de emisiones.
- Los derechos en el mercado disminuyen en todos los casos, debido a que según
aumenta la demanda los países hacen mayor uso de los permisos que tienen
asignados gratuitamente y disponen de menos derechos para vender.
- Los derechos comprados en el tramo 1 siguen una pauta análoga a la de la generación
con carbón que ya se ha comentado anteriormente.
- En el tramo 3, para los dos primeros casos no hace falta que ningún país compre
derechos, sin embargo en los dos siguientes la demanda existente exige que algún
país haga uso del mercado de derechos.
- En ninguno de los casos analizados es necesario que se haga uso de las multas por no
disponer de derechos de emisión suficientes.
Se ha analizado como varían los resultados del modelo al cambiar el parámetro demanda, en
realidad el efecto provocado al modificar dicho parámetro es el mismo que se obtendría al
modificar la energía hidráulica generada o la energía renovable. La variación de dichos
parámetros, sin modificar ningún otro, obligaría al sistema a modificar la generación con las
distintas tecnologías, de igual forma a como lo ha hecho la variación del parámetro demanda.
9.2. Variación en el Precio de Combustibles Al analizar el caso base se ha observado que la generación con energía nuclear se mantiene
más o menos constante, en un valor muy elevado, en los distintos escenarios, las tecnologías
basadas en fuel y en gas tampoco se ven modificadas, si bien, en este caso, su uso se ve muy
limitado. Son el carbón y el gas natural las tecnologías que ven más modificaciones en su
producción entre los distintos escenarios.
En el caso base el precio del carbón es de 19,9 €/MWh y el del gas natural es de 26 €/MWh.
En este apartado se analizará la diferencia en los resultados cuando estos valores son
modificados. Los casos analizados son los siguientes:
Diferencia 8 € Caso Base Diferencia 4 € Diferencia 2 € Carbón 19,00 19,90 21,00 22,00 Gas Natural 27,00 26,00 25,00 24,00
Tabla 27: Análisis de sensibilidad. Precio Combustible. Casos.
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Pedro Lucas García 117
El valor de la función objetivo para los distintos casos frente al precio del derecho de emisión
de CO2, tanto en valor absoluto, como en porcentaje respecto al valor mínimo de cada uno de
los casos es:
Análisis de Sensibilidad Precio del Combustible
35.000.000
36.000.000
37.000.000
38.000.000
39.000.000
40.000.000
41.000.000
42.000.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho de emisión (€)
Cos
te to
tal E
urop
a (k
€)
Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €
Figura 25: Análisis de Sensibilidad. Precio de Combustible
Análisis de sensibilidad Precio del Combustible
0,990
1,000
1,010
1,020
1,030
1,040
1,050
1,060
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho de emisión (€)
Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €
Figura 26: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible
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Pedro Lucas García 118
Se observa que al variar el precio del combustible siguen existiendo los distintos tramos, pero
se observa que para los distintos escenarios los precios del derecho de emisión que los limitan
varían.
Los tramos son análogos a los descritos en el caso base; en el primero, con precios bajos de
derecho de emisión, existe una compra de derechos por parte de algún país y en el tercero no
hay venta de derechos para ninguno de los casos analizados. Los precios del derecho que
limitan el tramo 2, para los distintos escenarios son:
- Diferencia de 8 €: Entre 13 € y 15 €
- Caso Base: Entre 9 € y 11 €
- Diferencia de 4 €: Entre 6 € y 8 €
- Diferencia de 2 €: Entre 2 € y 4 €
El desplazamiento de los tramos es debido a la diferencia del precio del combustible, según
dicha diferencia se va haciendo más pequeña el punto de inflexión en el que empieza a ser
más rentable producir con gas natural frente al carbón, se da para precios del derecho de
emisión menores. Es decir, si la diferencia de precios de los combustibles es pequeña, el
hecho de que las emisiones con las tecnologías de gas natural sean mucho menores, hacen
que utilizar las mismas se haga rentable para precios del derecho menores.
Se observa también que las diferentes curvas son paralelas, esto significa que la generación
con las distintas tecnologías es igual, en valores totales, en todos los casos (figura 27).
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Pedro Lucas García 119
A continuación se presentan los datos totales de Europa de los diferentes casos:
Analisis de Sensibilidad Precio de Combustible
0
500.000.000
1.000.000.000
1.500.000.000
2.000.000.000
2.500.000.000
3.000.000.000
Diferencia 8€ tramo 1
Base Tramo1
Diferencia 4€ tramo 1
Diferencia 2€ tramo 1
Diferencia 8€ tramo 3
Base tramo3
Diferencia 4€ tramo 3
Diferencia 2€ tramo 3
Ener
gía
tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Figura 27: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Ener
gía
Tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Analisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 1
Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €
Figura 28:Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa. Tramo 1
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Pedro Lucas García 120
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
Ener
gía
Tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Analisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 3
Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €
Figura 29: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa. Tramo 3
En las gráficas anteriores se observa que para todos los escenarios la estructura de generación
es la misma. Se genera con tecnología nuclear tanto como es posible, con Fuel y Gas hay muy
poca generación y la generación con carbón y gas natural depende del precio del derecho de
emisión. Si las emisiones son baratas se genera con carbón (figura 28), emite mucho, pero su
combustible es más barato, en el momento en que los derechos de emisión incrementan su
precio (figura 29), es más barato generar energía con gas natural y se produce el cambio de
tecnología.
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Pedro Lucas García 121
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Der
echo
s de
em
isió
n
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Análisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 1
Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €
Figura 30: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Mercado de derechos de emisión. Tramo 1
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
Der
echo
s de
em
isió
n
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Análisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 3
Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €
Figura 31: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Mercado de derechos de emisión.
Tramo 3
Como la estructura de generación es la misma en todos los escenarios, el mercado de
derechos de emisión se comporta igual en todos ellos. Como se puede apreciar el número de
derechos necesarios es un poco superior en el tramo 1 debido a que la generación con carbón
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Pedro Lucas García 122
es mayor, sin embargo el número de derechos en el mercado es aproximadamente igual para
todos los escenarios en ambos tramos. Por último, y tal y como ya se ha comentado, en el
tramo 1 existe una venta de derechos de emisión en algunos países mientras que en el tramo 3
no es así.
9.3. Variación en la Potencia Nuclear Instalada En los últimos tiempos se esta volviendo a discutir acerca de lo adecuado, o no, de invertir en
energía nuclear. Como se ha comentado anteriormente, diversos países han optado por seguir
invirtiendo en este tipo de tecnología, es el caso de Francia o Finlandia, otros países sin
embargo nunca invirtieron o bien pretenden no invertir más en esta tecnología, sustituyéndola
por otras una vez se vaya cumpliendo la vida útil de las centrales existentes.
Teniendo estos datos en cuenta a continuación se presentan una serie de escenarios en los
que la potencia instalada de esta tecnología es modificada con respecto al caso base. Se ha
optado por aplicar una modificación porcentual a la potencia instalada en cada país de cara a
ver los resultados obtenidos en el mix de generaciones y en el mercado de emisiones, si bien
esta claro que estos casos no son realistas, ya que los incrementos o disminuciones de
potencia instalada deberían responder en realidad a la instalación de nuevas plantas completas
o al cierre de alguna existente. Los casos analizados son:
Base + 10% Caso Base Base - 10% Base - 20% AT 0 0 0 0 BE 6.381 5.801 5.221 4.641 DE 22.333 20.303 18.273 16.242 DK 0 0 0 0 ES 8.361 7.601 6.841 6.081 FI 2.938 2.671 2.404 2.137 FR 69.520 63.200 56.880 50.560 UK 13.035 11.850 10.665 9.480 GR 0 0 0 0 IE 0 0 0 0 IT 0 0 0 0 LV 0 0 0 0 NL 494 449 404 359 PT 0 0 0 0 SE 9.944 9.040 8.136 7.232 CY 0 0 0 0 CZ 3.818 3.471 3.124 2.777 EE 0 0 0 0 HU 1.936 1.760 1.584 1.408 LT 1.301 1.183 1.065 946 LU 0 0 0 0 PL 0 0 0 0 SI 737 670 603 536
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Pedro Lucas García 123
Base + 10% Caso Base Base - 10% Base - 20% SK 2.706 2.460 2.214 1.968 MT 0 0 0 0
Tabla 28: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Casos
Se presentan a continuación las gráficas de la función objetivo presentadas en los anteriores
análisis de sensibilidad:
Análisis de Sensibilidad Nuclear Instalada
35.000.000
36.000.000
37.000.000
38.000.000
39.000.000
40.000.000
41.000.000
42.000.000
43.000.000
44.000.000
45.000.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho de emisión (€)
Cos
te to
tal E
urop
a (k
€)
Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%
Figura 32: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 124
Análisis de sensibilidad Nuclear Instalada
0,995
1,000
1,005
1,010
1,015
1,020
1,025
1,030
1,035
1,040
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Precio del derecho de emisión (€)
Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%
Figura 33: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada
Como se puede observar el efecto obtenido es el mismo que en el análisis de sensibilidad de la
demanda. En aquel caso se modificaba la demanda y como consecuencia, era necesario
incrementar la generación con tecnologías que emiten CO2. En este caso la demanda se
mantiene constante, pero al limitar la generación nuclear - que no produce emisiones -,
obligamos a generar con otras tecnologías que si emiten.
Por otro lado se observa que el coste global europeo aumenta según disminuye la potencia
nuclear instalada, esto es debido a que la generación nuclear es la más barata. Es destacable
el hecho de que, tomando como referencia el escenario base, aumentar la potencia instalada
nuclear un 10% no supone una disminución del coste global europeo análoga al incremento de
coste obtenido al disminuir la potencia nuclear instalada un 10%. El salto es cuantitativamente
mucho mayor al disminuir la potencia instalada un 20%. La razón es la necesidad de producir
energía con tecnologías cada vez más caras para compensar la falta de producción nuclear.
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Pedro Lucas García 125
La generación global en Europa queda representada en las siguientes gráficas:
Analisis de Sensibilidad Nuclear Instalada
0
500.000.000
1.000.000.000
1.500.000.000
2.000.000.000
2.500.000.000
3.000.000.000
Base + 10%Tramo 1
Base Tramo1
Base - 10%Tramo 1
Base - 20%Tramo 1
Base + 10%Tramo 3
Base tramo3
Base - 10%Tramo 3
Base - 20%Tramo 3
Ener
gía
tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Figura 34: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa.
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Ener
gía
Tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Analisis de Sensibilidad Nuclear Instalada Tramo 1
Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%
Figura 35: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa. Tramo 1
Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2
Pedro Lucas García 126
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
Ener
gía
Tota
l Eur
opa
(MW
h)
Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural
Analisis de Sensibilidad Nuclear InstaladaTramo 3
Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%
Figura 36: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa. Tramo 3
En cuanto al mercado de derechos de emisión de CO2:
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Der
echo
s de
em
isió
n
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Análisis de Sensibilidad Nuclear InstaladaTramo 1
Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%
Figura 37: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión. Tramo 1
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Pedro Lucas García 127
0
200.000.000
400.000.000
600.000.000
800.000.000
1.000.000.000
1.200.000.000
1.400.000.000
Der
echo
s de
em
isió
n
Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos
Análisis de Sensibilidad Nuclear InstaladaTramo 3
Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%
Figura 38: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión. Tramo 3
Si se observa caso a caso se ve como la diferencia fundamental entre el tramo 1 y el tramo 3
consiste en una mayor generación con gas natural y un descenso en la generación con carbón
(figuras 35 y 36). Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión, de forma
general, en el tramo 3 son necesarios menos derechos que en el tramo 1 para todos los
escenarios y los derechos en el mercado son, mas o menos, iguales para ambos tramos en
todos los escenarios (figuras 37 y 38). Por otro lado los derechos comprados en el tramo 1 son
mayores que en el tramo 3, para el que, en el caso base y en el caso con mayor potencia
instalada nuclear no es necesaria la compra de derechos, y en los casos con una potencia
nuclear instalada inferior a la del caso base, el número de derechos comprados es muy
pequeño.
Si se comparan los distintos escenarios, se observa como la energía que no se puede generar
con la tecnología nuclear pasa a incrementar las de carbón y gas natural.
Con la generación de carbón en el tramo 1 (figura 35), para los casos de potencia nuclear
instalada inferior al caso base, sucede lo mismo que en el análisis de sensibilidad de la
demanda. Si para los escenarios con menor potencia nuclear instalada se generase más
potencia con carbón, se superarían los derechos concedidos gratuitamente y debería pagarse
la multa por parte de algún país, lo que no sería económicamente eficiente. Por esa razón, en
esos casos la energía generada con gas natural es aún mayor.
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Pedro Lucas García 128
En el tramo 3 (figura 36) se ve claramente un incremento en las tecnologías de carbón y gas
natural a medida que la potencia nuclear instalada disminuye.
Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión de CO2 cabe comentar que
cuanta menos potencia nuclear instalada hay, menor es el número de derechos en el mercado,
ya que cada país hace más uso de los derechos asignados gratuitamente.
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Pedro Lucas García 129
10. Conclusiones A partir del modelo propuesto, lo que ha quedado demostrado es que, con la asignación de
derechos gratuitos existente para el año 2005, se puede cumplir la restricción de demanda sin
necesidad de recurrir a las multas por emisiones. En ninguno de los escenarios analizados ha
habido que recurrir a las mismas y una reestructuración de la generación ha sido suficiente.
Por otro lado, es cierto que la asignación de los Planes Nacionales de Asignación para este
periodo es generosa, según ha reconocido la propia Comisión Europea, y en algunos casos no
permitiría cumplir con los compromisos de Kyoto de mantenerse durante el periodo 2008-2012.
En el documento “Orientaciones Complementarias para los Planes Nacionales de Asignación
del Periodo 2008-2012 en el ámbito del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la
UE” [EURO05C] la Comisión indica que un número considerable de Estados miembro, en
particular, Austria, Bélgica, Dinamarca, Finlandia, Alemania, Irlanda, Italia, Luxemburgo, Países
Bajos, Portugal, Eslovenia y España, no van bien encaminados respecto a sus objetivos de
Kyoto.
La tecnología de sustitución del carbón, desde el punto de vista de los costes, es el gas natural.
En ninguno de los escenarios análizados se ha hecho necesario incrementar la producción con
fuel o con gas.
El modelo también muestra que en Europa, si se reduce la potencia nuclear instalada, al
menos en los límites definidos por los escenarios analizados (hasta un 20%), sin grandes
alteraciones en el mercado de derechos de emisión, salvo por que se estrecha el mercado. Eso
tiene dos consecuencias inmediatas: por un lado se incrementan las emisiones de CO2, y por
otro se incrementan de manera muy apreciable los costes de generación de energía eléctrica
en Europa.
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Pedro Lucas García 130
Los resultados del modelo muestran que las líneas de interconexión entre diversos países
europeos parecen ser insuficientes; muchas de las líneas están saturadas para todos los
escenarios analizados. Es decir, hay países para los que, desde el punto de vista de los costes,
sería económicamente más eficiente importar una mayor cantidad de energía de la que le
permite la red de interconexión con sus países vecinos.
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Pedro Lucas García 131
11. Desarrollos Futuros El modelo desarrollado tiene diversas opciones para desarrollos futuros, a continuación se
describen algunas de las consideradas más interesantes:
- Tal y como se expuso en el Capítulo 6, el coste de oportunidad de los derechos de
emisión asignados gratuitamente, ha sido tratado de una forma concreta en el modelo,
asumiendo una serie de consideraciones acerca de la asignación en periodos futuros.
A medida que los Planes Nacionales de Asignación del segundo periodo vayan
evolucionando y se conozca su relación con los Planes del primer periodo y con las
emisiones del mismo, es posible que sea necesario reformular el modelo para recoger
los nuevos criterios.
- En el modelo descrito se considera solamente el sector eléctrico de cara al mercado de
derechos de emisión de CO2. En realidad este mercado afecta a una serie de sectores
industriales que podrían ser incluidos en un desarrollo posterior. Para ello habría que
analizar la estructura de costes de cada uno de ellos, así como su demanda, y conocer
los factores de emisión para cada producto, y por tanto la sustituibilidad de dichos
productos.
- El modelo planteado es un modelo de minimización de costes pero, en realidad, la
Unión Europea está compuesta por Estados miembro. El sector eléctrico dentro de
cada uno de ellos está compuesto por una serie de empresas que en la mayor parte de
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Pedro Lucas García 132
los casos se encuentran en competencia. Por lo tanto un modelo más realista debería
tener en cuenta dicha competencia y la estructura de generación de cada una de las
empresas nacionales.
- En el modelo, tanto la energía renovable como la hidráulica, se introducen como
parámetros. La energía renovable, cuando hay recurso disponible, produce (viento, sol,
etc). Pero con la hidráulica se puede hacer una gestión del agua de acuerdo a los
intereses de la empresa. Para introducir esta mejora habría que cambiar el horizonte
temporal y conocer, o al menos estimar, las aportaciones hidráulicas y analizar en cada
periodo concreto que cantidad de agua interesa turbinar. Si los periodos elegidos lo
permiten, otra mejora sería incluir los costes de arranque y parada de las centrales.
- Otra fuente de mejora es la red de interconexión europea; sólo se han considerado los
países pertenecientes a la Unión Europea. En realidad alguno de estos países tiene
fronteras físicas y, por tanto, está interconectado, con países que no pertenecen a la
misma. Estas interconexiones no han sido tenidas en cuenta.
- Por último, otra mejora aplicable al modelo, sería investigar en profundidad el parque
generador de los distintos países. En el modelo todas las centrales de una tecnología
concreta son iguales, tienen los mismos costes de operación y mantenimiento, el
mismo rendimiento, la misma disponibilidad, etc, y en la realidad, obviamente, esto no
es así.
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Pedro Lucas García 133
Anexo I: Modelo. Caso Base
A continuación se presenta la formulación del modelo con los datos empleados en el caso
base:
Sets
i Pais
/AT,
BE,
DE,
DK,
ES,
FI,
FR,
UK,
GR,
IE,
IT,
LV,
NL,
PT,
SE,
CY,
CZ,
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Pedro Lucas García 134
EE,
HU,
LT,
LU,
PL,
SI,
SK,
MT/
t Tecnologia /Carbón, Fuel, gas, CCGT/ ;
ALIAS (i,j);
sets
pp(i,i) Nudos unidos por linea ;
Scalars
Ccn Coste del combustible nuclear
/0.0035/
Coymn Coste de operacion y mantenimiento nuclear
/0.0012/
Disn Disponibilidad de central nuclear
/0.94/
Pm Precio de la multa
/0.04/
Pde Precio del derecho de emision (euros por tonelada CO2);
Parameters
D(i) Demanda Pais (MWh)
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Pedro Lucas García 135
/AT 63600000
BE 88200000
DE 558000000
DK 36200000
ES 269100000
FI 89500000
FR 481000000
UK 393000000
GR 61200000
IE 26900000
IT 330900000
LV 6700000
NL 111900000
PT 52000000
SE 148400000
CY 4400000
CZ 62700000
EE 7300000
HU 42200000
LT 10100000
LU 6100000
PL 128200000
SI 14000000
SK 27900000
MT 2200000/
Ew(i) Energia hidraulica (pais)
/AT 37500000
BE 1300000
DE 28000000
DK 0
ES 37200000
FI 13000000
FR 73500000
UK 7500000
GR 5200000
IE 1200000
IT 45300000
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Pedro Lucas García 136
LV 2800000
NL 100000
PT 11900000
SE 65500000
CY 0
CZ 2200000
EE 0
HU 200000
LT 700000
LU 800000
PL 4000000
SI 3500000
SK 4300000
MT 0/
Er(i) Energia renovable (pais)
/AT 2100000
BE 1500000
DE 34800000
DK 7200000
ES 22200000
FI 11200000
FR 7600000
UK 11000000
GR 1200000
IE 1900000
IT 14900000
LV 100000
NL 3600000
PT 3400000
SE 7700000
CY 0
CZ 700000
EE 200000
HU 200000
LT 0
LU 100000
PL 400000
SI 0
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Pedro Lucas García 137
SK 200000
MT 0/
Cc(t) Coste del Combustible [keuros por MWh] (tecnologia)
/Carbón 0.0199
Fuel 0.0420
Gas 0.0360
CCGT 0.0260/
Coym(t) Coste de operacion y mantenimiento
/Carbon 0.0016
Fuel 0.0012
Gas 0.0020
CCGT 0.0012/
Dis(t) Disponibilidad
/Carbón 0.92
Fuel 0.75
Gas 0.85
CCGT 0.85/
Wn(i) Potencia instalada nuclear por pais (MW)
/AT 0
BE 5801
DE 20303
DK 0
ES 7601
FI 2671
FR 63200
UK 11850
GR 0
IE 0
IT 0
LV 0
NL 449
PT 0
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SE 9040
CY 0
CZ 3471
EE 0
HU 1760
LT 1183
LU 0
PL 0
SI 670
SK 2460
MT 0/
PNAe(i) Derechos gratuitos para electricidad por País
/AT 9208702
BE 25642300
DE 363600000
DK 32826111
ES 84560000
FI 9500000
FR 33073118
UK 132200000
GR 52066457
IE 14373689
IT 137800000
LV 2936358
NL 44313078
PT 19909428
SE 13000000
CY 3790141
CZ 66930000
EE 14273676
HU 15856269
LT 7237000
LU 1280361
PL 142736000
SI 6488128
SK 5398830
MT 2085602/
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Pedro Lucas García 139
PNAc(i) Derechos gratuitos para cogeneracion por pais
/AT 0
BE 0
DE 0
DK 0
ES 11110000
FI 8620000
FR 1703728
UK 0
GR 0
IE 148000
IT 0
LV 23865
NL 0
PT 2604025
SE 0
CY 0
CZ 1550000
EE 0
HU 0
LT 0
LU 0
PL 4011000
SI 0
SK 0
MT 0 /
alfa(t) Factor de emision por tecnologia (ton por MWh)
/Carbón 0.94
Fuel 0.70
Gas 0.70
CCGT 0.36/;
table W(i,t) Potencia instalada (MW) (tecnologia y pais)
Carbon Fuel Gas CCGT
AT 2670 1420 280 6400
BE 2013 617 501 7026
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DE 56062 9430 1940 32701
DK 6185 0 0 7734
ES 11388 9901 0 21918
FI 8183 2666 0 4873
FR 9215 9294 900 7790
UK 28550 4500 700 31700
GR 5545 2523 0 1660
IE 1199 1273 0 2550
IT 14763 16648 1045 44655
LV 7 66 0 1040
NL 5534 500 500 21265
PT 2037 3549 0 2548
SE 2560 5520 140 640
CY 0 1118 0 0
CZ 12815 253 419 762
EE 2189 299 18 224
HU 1038 499 0 4921
LT 0 521 0 2136
LU 0 4 0 436
PL 35393 0 0 1868
SI 1073 143 0 228
SK 1917 182 0 2137
MT 0 571 0 0 ;
Table capl(i,j) Capacidad de interconexion entre los paises
AT BE DE DK ES FI FR UK GR
AT 1400
BE 2500
DE 1600 1350 5600
DK 1750
ES 500
FI
FR 1900 2100 1200 2000
UK 2000
GR
IE 120
IT 2850 500
LV
NL 1900 3900
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PT 800
SE 600 1760 2000
CY
CZ 860 2300
EE
HU 350
LT
LU 105 105 105
PL 1200
SI 650
SK
MT
+
IE IT LV NL PT SE CY CZ EE
AT 200 600
BE 2000
DE 3900 600 900
DK 2190
ES 850
FI 1600
FR 2400
UK 330
GR
IE
IT
LV 70
NL
PT
SE
CY
CZ
EE 140
HU
LT 140
LU
PL 1620 500
SI 330
SK 800
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MT
+
HU LT LU PL SI SK MT
AT 500 650
BE 250
DE 250 1000
DK
ES
FI
FR 250
UK
GR
IE
IT 330
LV 70
NL
PT
SE 550
CY
CZ 900 1800
EE
HU 400
LT
LU
PL 750
SI
SK 1100 750
MT
;
Variables
E1(i,t) Energia con derechos gratuitos por tecnologia y pais
E2(i,t) Energia derechos comprados por tecnologia y pais
E3(i,t) Energia con multa por tecnologia y pais
N(i) Energia nuclear por pais
Nexp(i,j) Energia Nuclear exportada de i a j
E1exp(i,j,t) Energia 1 exportada de i a j
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Pedro Lucas García 143
E2exp(i,j,t) Energia 2 exportada de i a j
E3exp(i,j,t) Energia 3 exportada de i a j
z Coste total de produccion de electricidad;
Positive variables E1(i,t), E2(i,t), E3(i,t),N(i), Nexp(i,j),
E1exp(i,j,t),E2exp(i,j,t), E3exp(i,j,t);
Equations
Coste funcion objetivo
Demanda(i) restriccion de demanda en cada pais
lim(i,j) Limite por la linea
PotTer(i,t) potencia maxima por tecnologia y pais
PotNuc(i) potencia nuclear maxima
Derechos Balance de derechos
LimDer(i) Limite de derechos gratuitos por pais;
coste..
z=e=sum(i,N(i)*(Ccn+Coymn))+
sum((i,t),E1(i,t)*(Cc(t)+Coym(t)))+
sum((i,t),E2(i,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pde))+
sum((i,t),E3(i,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pm))+
sum((i,j),Nexp(i,j)*(Ccn+Coymn))+
sum((i,j,t),E1exp(i,j,t)*(Cc(t)+Coym(t)))+
sum((i,j,t),E2exp(i,j,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pde))+
sum((i,j,t),E3exp(i,j,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pm));
Demanda(i)..
n(i)+sum(t,E1(i,t))+sum(t,E2(i,t))+sum(t,E3(i,t))+Ew(i)+Er(i)
+sum(j$pp(j,i),Nexp(j,i))+sum((j,t)$pp(j,i),E1exp(j,i,t))+
sum((j,t)$pp(j,i),E2exp(j,i,t))+
sum((j,t)$pp(j,i),E3exp(j,i,t))=e= D(i);
PotTer(i,t)..
((E1(i,t)+E2(i,t)+E3(i,t))+sum(j,E1exp(i,j,t))+
Sum(j,E2exp(i,j,t))+sum(j,E3exp(i,j,t)))=L=
W(i,t)*Dis(t)*8760;
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Pedro Lucas García 144
PotNuc(i)..
(N(i)+sum(j,Nexp(i,j))) =L= Wn(i)*Disn*8760;
Derechos..
sum((i,t),(E1(i,t)+E2(i,t))*alfa(t))
+sum((i,j,t),(E1exp(i,j,t)+E2exp(i,j,t))*alfa(t))
=l= sum(i,PNAe(i)+PNAc(i));
Limder(i)..
Sum(t,E1(i,t)*alfa(t))+sum((j,t),E1exp(i,j,t)*alfa(t))=L=
PNAe(i) ;
Lim(i,j)..
Nexp(i,j)+sum(t,E1exp(i,j,t)+E2exp(i,j,t)+E3exp(i,j,t))=L=
capl(i,j)*8760;
Model despacho /all/;
pp(i,j)$capl(i,j)=YES;
for (Pde=0 to 0.04 by 0.001, Solve despacho using lp minimizing z);
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Anexo II: Solución del Modelo. Caso Base
A continuación se presenta una solución del modelo con el caso base, se trata de una de las
soluciones pertenecientes al tramo 1. Se presentan solamente aquellas variables cuyo valor es
distinto de 0:
Variable E1:
AT Carbón 2.693.000BE CCGT 21.365.000DE Carbón 374.730.000DK Carbón 7.258.800
Carbón 72.290.000ES CCGT 46.131.000
FI Carbón 10.106.000Carbón 129.810.000UK CCGT 28.261.000Carbón 44.688.000GR CCGT 10.112.000Carbón 8.611.800IE CCGT 15.188.000Carbón 98.319.000IT CCGT 126.060.000Carbón 56.414LV CCGT 1.290.800Carbón 43.994.000NL CCGT 8.219.100Carbón 16.261.000PT CCGT 12.837.000
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Pedro Lucas García 146
SE Carbón 8.573.800CY Fuel 4.400.000CZ Carbón 10.019.000EE Carbón 7.100.000
Carbón 8.365.400HU CCGT 4.926.000
LT CCGT 885.100LU CCGT 820.000PL Carbón 95.768.000SI Carbón 4.011.500SK Carbón 2.786.100MT Fuel 2.200.000
Variable E2:
ES Carbón 19.488.000FI Carbón 15.680.000UK Carbón 100.280.000IT Carbón 20.659.000NL Carbón 605.800PT Carbón 152.800
Variable E3: No tiene ninguna variable con valor distinto de 0.
Variable N:
BE 46.471.000DE 88.343.000ES 55.144.000FI 21.994.000FR 399.900.000UK 97.578.000NL 3.697.200SE 42.186.000CZ 20.698.000HU 14.493.000LT 8.514.900SI 5.517.000
Variable E1 exp:
IT Carbón 1.752.000HU Carbón 4.380.000AT SI Carbón 971.490
BE NL Carbón 16.223.000DE SE Carbón 5.256.000
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Pedro Lucas García 147
DE Carbón 8.478.200DK SE Carbón 19.184.000IE UK Carbón 862.610SE DE Carbón 5.256.000
AT Carbón 7.291.000CZ SK Carbón 15.768.000
EE LV Carbón 1.226.400LU BE CCGT 919.800
CZ Carbón 14.191.000PL SK Carbón 4.845.900
SI IT Carbón 2.890.800SK CZ Carbón 2.957.400
Variable E2exp:
IE UK Carbón 188.590PT ES CCGT 6.135.000
Variable E3exp: No tiene ninguna variable con valor distinto de 0.
Variable Nexo:
BE NL 1.296.800AT 14.016.000DK 11.826.000NL 34.164.000CZ 7.884.000LU 2.190.000
DE
PL 8.760.000ES PT 7.446.000
BE 16.644.000DE 18.396.000ES 10.512.000UK 17.520.000IT 21.024.000
FR
LU 2.190.000DK 9.915.200FI 17.520.000SE PL 4.818.000
CZ PL 7.884.000LT LV 1.226.400
CZ 4.050.600HU 9.636.000SK PL 6.570.000
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Pedro Lucas García 148
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[REE03] Informe mensual diciembre 2003. Red Eléctrica de España, 2003
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