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Capítulo 4. Generación de energías renovables y seguridad de suministro

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					                                        Capítulo 4
        Generación de enerGías renovables
            y seGuridad de suministro

                                                                             Boaz Moselle *


    una pregunta clave que este libro pretende abordar es qué justificación
existe para la promoción de la energía renovable frente a otras formas de ge-
neración bajas en emisiones —en otras palabras, qué justifica las políticas que
fomentan la generación de electricidad con energías renovables en lugar de
adoptar un enfoque tecnológicamente neutral como, por ejemplo, un impues-
to sobre el carbono o un mecanismo de limitación y comercio de derechos
de emisión de Co2—. la economía básica de este último enfoque sería más
efectiva a la hora de reducir emisiones con un menor coste, introduciendo
competencia entre los diferentes mecanismos y tecnologías de reducción de
emisiones (por ejemplo, energías renovables, captura y almacenamiento de
Co2, generación nuclear, reducción de emisiones en sectores no energéticos,
eficiencia energética).
    En la unión Europea (uE) una de las respuestas más frecuentes es que la
generación de renovables merece un apoyo específico porque aumenta la segu-
ridad de suministro por medio de la reducción de la dependencia de combus-
tibles importados. las preocupaciones sobre la dependencia de importaciones
se refieren particularmente (aunque no exclusivamente) a la dependencia de

     * Gracias a luis agosti, David Black, Godfrey Boyle, toby Brown, Guido Cervigni, Dmitri perekho-
dtsev y Dick Schmalensee por las numerosas sugerencias e información útil. todos los errores y omisiones
son responsabilidad única del autor.
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las importaciones de gas natural de Rusia y argelia, que muchos observadores
ven como potencialmente problemáticas a causa de la inestabilidad política
y, en el caso de Rusia, por un deseo de utilizar el suministro energético como
herramienta geopolítica 1. Esta preocupación ha aumentado fundamentalmente
como consecuencia de las interrupciones en los últimos inviernos de la con-
ducción de gas desde Rusia a la unión Europea vía ucrania, como resultado
de disputas entre estos dos países.
    al mismo tiempo, una preocupación que se escucha con frecuencia acer-
ca de la generación de renovables es que pueden poner en peligro la segu-
ridad de suministro debido a que éstas conllevan una excesiva dependencia
de recursos intermitentes tales como la energía eólica y solar. para algunos
comentaristas, esto supone un argumento a favor de la promoción de ener-
gías renovables. para otros, implica la necesidad de introducir cambios sig-
nificativos en el diseño del mercado energético para asegurar que suficiente
capacidad de respaldo esté disponible a lo largo de diferentes intervalos de
tiempo.
    Este capítulo se centra en estas dos cuestiones, examinando en qué me-
dida los problemas relacionados con la dependencia de las importaciones
justifican un apoyo adicional a la generación con energías renovables en re-
lación a otras tecnologías bajas en emisiones de Co2 y en qué medida las
preocupaciones sobre la intermitencia debilitan por completo el apoyo a las
renovables o requieren cambios fundamentales en el diseño de mercado eléc-
trico.
    El punto de vista en este caso es el de la unión Europea, donde el desarro-
llo de renovables es el más prominente en la agenda política y está explícita-
mente justificado por la seguridad de abastecimiento por los reguladores. Sin
embargo, muchas de las conclusiones —en particular las relacionadas con la
intermitencia— pueden aplicarse del mismo modo a otras jurisdicciones.
    El capítulo comienza examinando la cuestión de la dependencia de las
importaciones, valora la dimensión del problema y analiza si hay fallos de
mercado o de otro tipo que hacen necesaria la intervención y, en ese caso, si la
promoción de la generación de renovables es el modo más eficiente de inter-
vención para afrontar el problema. a partir de ahí, el capítulo se centra en los
problemas generados por la intermitencia, valorando de nuevo el problema y
analizando el caso que justifica la intervención política y el modo más adecua-
do de intervención que debería llevarse a cabo en cada caso.


     1
        un debate paralelo tiene lugar en la uE y en EEuu sobre la ventaja de los combustibles renovables
para reducir los riesgos que surgen de la dependencia de petróleo importado para el transporte. El enfoque
de este libro está puesto en la generación eléctrica mediante energías renovables.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                       99




i.   la dependencia de importación de combustibles
     en la ue

     la necesidad de reducir la dependencia de combustibles importados se
utiliza frecuentemente para justificar un amplio abanico de medidas regulato-
rias de la uE, incluyendo no sólo la promoción de renovables sino también la
promoción de la eficiencia energética y la provisión por parte de algunos go-
biernos nacionales de subsidios a la producción de carbón doméstico. En la pa-
sada década estos temas habían sido desarrollados en numerosos documentos
políticos y legislativos, incluyendo el libro verde de la Comisión Europea del
año 2000 sobre seguridad de suministro energético, el Reglamento de 2002 de
ayudas Estatales en el Sector del Carbón, el plan de Solidaridad de Seguridad
Energética de 2008 y la Directiva de Energías Renovables de 2009 (Comisión
Europea, 2000; Regulación 1407/2002; Comisión Europea, 2008a; Directiva
2009/28/EC).
    Esta sección muestra por tanto evidencia sobre el grado de dependencia
de importaciones de la uE y sobre los factores que han generado una mayor
preocupación con respecto a la generación de energía: la extensa y creciente
dependencia de las importaciones de gas de Rusia y el efecto de las interrup-
ciones en el abastecimiento en los últimos inviernos. también valora el grado
en que la dependencia de importaciones es un problema para los principales
combustibles utilizados para la generación de energía y si la promoción de
generación de energías renovables es la respuesta política más apropiada para
un problema de este tipo.


1.       niveles actuales y proyectados de la dependencia de importaciones
         de la ue

    la uE importa una gran proporción de sus combustibles para generación
de países de fuera de la uE. En 2006 alrededor del 80% de la electricidad fue
generada a partir de carbón (29%), gas (21%), y fuentes nucleares (30%) (Co-
misión Europea, 2008b) 2.
    las importaciones son muy significativas, especialmente en el caso del
gas natural que, como se explica más abajo, es la principal fuente de preocu-
pación. la uE posee únicamente el 1,6% de las reservas mundiales de gas
y actualmente importa el 58% de su consumo de gas natural principalmente
de cuatro países: Rusia, noruega, argelia, y nigeria. El gas supone el 24%
de la demanda total de energía y el 21% de la generación de electricidad

     2
         la mayor parte del resto la constituyen las energías renovables (14%).
100                                                                                 Boaz MoSEllE


                                                    tabla 1
                            dependencia de importaciones de la ue, 2005

                           Demanda de             Producción de
                                                                    Importaciones   % Dependencia de
 Fuente de Energía       Energía Primaria        Energía Primaria
                                                                     Netas (Mtep)    Importaciones
                         de la UE (Mtep)         de la UE (Mtep)
 petróleo                        666                     133            533              80,0
 Gas natural                     445                     188            257              57,8
 Combustibles                    320                     196            127              39,7
 Sólidos
 Renovables                      123                     122              1               0,8
 nuclear                         257                       8            249              97,0
      Fuentes: Comisión Europea 2008b, 65; Euratom, 2008.
      Nota: Mtep = millones de toneladas of petróleo equivalente.



(Comisión Europea, 2008b). la dependencia de las importaciones de gas
continuará creciendo, las estimaciones de producción doméstica para la uE
muestran un rápido descenso en la próxima década de 176 millones de to-
neladas de petróleo equivalente (Mtep) en 2010 a 131 Mtep en 2019 (iEa,
2009) 3. El análisis de la Comisión Europea predice que las importaciones
netas de gas natural aumentarán de 257 Mtep en 2005 (58% del consumo
total) a 390 Mtep en 2020 (77% del consumo total) según el escenario ha-
bitual de consumo (Business as Usual), sin tener en cuenta el impacto de la
nueva política energética adoptada en 2009 (ver el apartado valoración - ¿Es
la promoción de Renovables la intervención Correcta? (Comisión Europea
2008b) 4.


2.    interrupciones de abastecimiento de invierno

    la fuerte dependencia de la uE del gas de Rusia ha generado preocupación
tanto en el público como en los gobernantes en los últimos años cuando las dis-
putas entre Rusia y ucrania dieron lugar a interrupciones en el abastecimiento
de gas desde Rusia a comienzos de año. Desde la desintegración de la unión
Soviética han sido varias las disputas de este tipo, provocadas principalmente
por las dificultades para llegar a un acuerdo sobre los detalles de la nueva con-
ducción de gas y del régimen de abastecimiento, así como a otras diferencias
más profundas y subyacentes. las interrupciones mas relevantes ocurrieron a

     3
       una predicción más reciente es más dramática todavía, mostrando una caída de 166 Mtep en 2010
a 113 Mtep en 2019 (EntSoG, 2009).
     4
       la cifra de 390 Mtep supone un precio del petróleo de $ 61 por barril (bbl). un segundo escena-
rio basado en el consumo habitual con un precio de $ 100 por barril estima unas importaciones netas de
330 Mtep (75% del consumo total).
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                            101


comienzos de 2006 y en 2009; en enero de 2009 la interrupción duró dieciséis
días (Comisión Europea, 2009a).


a)     El papel de Ucrania como consumidor de gas y país conductor

    ucrania es, al mismo tiempo, un consumidor significativo de gas y país de
tránsito para el gas clave. Su consumo diario en invierno está en torno a los 300
millones de metros cúbicos al día (mcm/día), y entre 300 y 350 mcm/día de gas
pasan por ucrania hacia la uE (Comisión Europea, 2009a). las importaciones
provenientes de Rusia vía ucrania constituyen en torno al 80% de las importa-
ciones de la uE desde Rusia y en torno al 20% de la demanda total de gas de
la uE (Comisión Europea, 2009a). El sector de gas ucraniano se caracteriza
por precios por debajo del coste para clientes domésticos y gubernamentales
y una infrainversión crónica en los sectores de petróleo y gas, incluyendo la
infraestructura de gasoductos. (Chow y Elkind, 2009).
    las disputas entre ucrania y Rusia por el abastecimiento, el transito y el
pago del gas han supuesto un problema en este mercado desde principios de
los noventa. la incapacidad de ucrania para pagar el elevado volumen de gas
contratado (a pesar de los bajísimos precios otorgados por Rusia a ucrania) dio
lugar a elevados niveles de deuda e impagos continuados durante muchos años
(Stern, 2005). las disputas siguieron sin resolverse a pesar de una serie de
acuerdos sobre los volúmenes y precios del gas, el coste de la conducción de
gas a través de ucrania, y el elevado nivel de deuda contraída por la compañía
de gas naftokhaz con la compañía rusa de gas Gazprom, que se caracterizó por
los bajos precios de gas para ucrania y las reducidas tarifas de tránsito del gas
de Rusia a la unión Europea 5.
    En marzo de 2005 Rusia afirmó que ucrania no estaba pagando por el gas
recibido y que estaba desviando gas en tránsito a la uE (BBC, 2006). El 1 de
enero de 2006, Rusia enfrentó la situación reduciendo el suministro de gas al
territorio ucraniano 6. Rusia y ucrania alcanzaron un acuerdo preliminar el 4
de enero y se restauró el suministro. El acuerdo aseguraba a Rusia un incre-
mento en el precio nominal del gas, pero no proporcionaba un acuerdo sobre la
fórmula de precios para años futuros o un periodo de transición hacia precios
más altos. El nuevo acuerdo expiraba el 31 de diciembre de 2008.

      5
        algunos observadores destacan que el precio actual pagado por ucrania es mayor que el precio con-
tratado debido a un acuerdo basado en convenios para proporcionar gas gratuito a cambio de la distribución
de gas a ucrania. Sin embargo, considerando incluso el coste adicional, el precio resulta por debajo de los
niveles europeos. ver Chow y Elkind, 2009.
      6
        En un principio, Gazprom no interrumpió el suministro a la uE; redujo el nivel de flujos en la
cantidad de gas que iba destinada a ucrania. Sin embargo, era fácil de prever que ucrania continuaría
consumiendo gas para el tránsito a la uE a través de ucrania, con el efecto de reducir significativamente
el volumen de tránsito a la uE.
102                                                                                       Boaz MoSEllE


    la crisis de 2009 comenzó el 1 de enero, cuando Gazprom dejó de propor-
cionar gas para consumo ucraniano mientras continuase la desviación de gas
para consumo europeo. la interrupción inicial de suministro a la uE fue baja,
pero el 7 de enero todo el suministro de Rusia se había interrumpido y no fue
reanudado hasta el 20 de enero. Esta fue la crisis de oferta de gas más seria
sufrida por la uE, la interrupción del suministro se estimó en un 20% del con-
sumo total de gas de la uE (Comisión Europea, 2009a). a los pocos días de la
interrupción del suministro, éste ya había afectado a doce países, que pudieron
hacer frente a la interrupción del suministro gracias al gas de sus almacena-
mientos, la importación adicional de gas natural licuado (lnG) y sustituyendo
el gas para la generación de electricidad por fuel-oil y carbón. las necesidades
adicionales de gas fueron importadas de Rusia vía Bielorrusia y turquía, así
como de noruega y libia. Se estima que las pérdidas por ventas de Gazprom
alcanzarón los 2.000 millones de dólares (Comisión Europea, 2009a).


3.        ¿es realmente un problema la dependencia de las importaciones?
    la confianza en los combustibles importados no es en sí mismo una causa
de preocupación. para que la intervención política estuviera justificada desde
el punto de vista de la seguridad de suministro, deben cumplirse una serie de
condiciones incluyendo las siguientes:
    •  Que la confianza en las importaciones cree un verdadero riesgo para la 
seguridad de suministro. Esto es improbable que suceda para un combustible
que puede ser fácilmente importado desde una serie de diferentes países polí-
ticamente estables, amistosos y diversos geográficamente.
    •  Que haya una buena razón para creer que la respuesta normal del merca-
do no afrontará eficientemente cualquier riesgo de seguridad de suministro y
se espere que la intervención política lo resuelva de un modo mejor.
    a continuación se evalúa la primera de estas condiciones para cada uno de
los principales combustibles utilizados para la generación de energía: carbón,
uranio y gas natural. a ello le sigue una discusión sobre los potenciales fallos
del mercado o de otro tipo que podrían justificar la intervención.


a)        Carbón
    Globalmente el carbón es mucho más abundante que el petróleo o el gas na-
tural. las reservas de carbón identificadas son de 826.000 millones de toneladas
con una tasa de reservas sobre la producción equivalente a 122 años (Bp, 2009) 7.

      7
          las cifras correspondientes son cuarenta y dos años para el petróleo y sesenta años para el gas (Bp,
2009).
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                   103


Existen reservas de carbón abundantes y disponibles en casi todos los países, con
reservas recuperables en unos setenta de ellos. Seis países acaparan aproximada-
mente el 80% de las reservas de carbón, como se muestra en la figura 1.

                                          FiGura 1
                              reservas mundiales de carbón
                              Suráfrica
                      India    3,7%
                      7,1%

          Australia                                  EEUU
           9,2%                                      28,9%
                                                                  EEUU
                                                                  Rusia
                                                                  Otros
                                                                  China
                                                                  Australia
          China
                                                                  India
          13,9%
                                                                  Suráfrica



                                                Federación Rusa
                                                     19%
                        Otros
                        18,2%



    Dado que las reservas mundiales de carbón se distribuyen a lo largo de un
conjunto diverso de países tanto política como geográficamente, en un número
elevado e incluyendo algunos de los principales aliados políticos de Europa, la
previsión de una interrupción significativa del suministro parece relativamente
remota. no resulta por tanto plausible afirmar que la dependencia de las im-
portaciones de carbón supone una amenaza significativa para la seguridad de
suministro de la uE.


b)   Uranio
    En la tierra existen 5,5 millones de toneladas métricas de recursos de ura-
nio identificados, distribuidos a lo largo del mundo, como ilustra la figura 2.
al nivel de consumo actual, esto supondría alrededor del valor de cien años
de reservas.
    la extraordinariamente elevada densidad del uranio permite mantener una
elevada cuantía de existencias (EuRatoM, 2008), reduciendo los riesgos aso-
ciados a una interrupción del suministro en el corto plazo. Este factor y el di-
verso rango de recursos para abastecimiento implica que la dependencia de las
importaciones de uranio no suponga un riesgo significativo para la seguridad
de suministro a Europa, a pesar de la alta tasa de importaciones, inevitable,
104                                                                      Boaz MoSEllE


                                            FiGura 2
                                recursos mundiales de uranio
                                Brasil
                      Namibia    5%
                        5%

               Níger                               Australia
                5%                                  23%
                                                                    Australia
                                                                    Kazakhstan
            EEUU                                                    Rusia
             6%                                                     Suráfrica
                                                                    Canadá
                                                                    EEUU
                                                                    Níger
            Canadá                                                  Namibia
              8%                                                    Brasil
                                                       Kazakhstan
                                                          15%
                   Suráfrica
                     8%
                                         Rusia
                                         10%



dado que Europa tiene menos del 2% de los recursos de uranio identificados
(Comisión Europea, 2008b).

c)    Gas
    El panorama con respecto al gas natural es muy diferente al de carbón y
uranio. A priori, existen buenas razones para considerar que la dependencia
de importaciones de la uE representa una potencial amenaza a la seguridad de
suministro. Como se indica arriba, la uE importa más de la mitad de su gas,
del cual una alta proporción proviene de argelia y Rusia, y se prevé un au-
mento en las importaciones de gas en los próximos años (Comisión Europea,
2007), ya que las extracciones continúan descendiendo en la mayoría de países
productores de la uE.
    la dependencia del gas ruso y argelino genera una preocupación debido
a la ausencia o debilidad de instituciones democráticas y de acuerdos de go-
bierno transparentes en estos países. argelia ha sufrido una guerra civil y es
considerado como un país pobre en términos democráticos y derechos civiles
(World audit, 2010). Rusia también presenta unas características similares y
la débil situación en cuanto a la inversión suscita cuestiones sobre si la nueva
inversión necesaria para mantener o incrementar la producción de gas tendrá
lugar. Existen también dudas sobre en qué medida la producción y el sumi-
nistro de gas es una decisión comercial y no un instrumento para ejercer una
influencia geopolítica. Esto implica que la reacción del suministro de gas ante
incrementos de la demanda es incierta.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                          105


    además, los analistas han apuntado que Rusia necesita reemplazar los
campos en declive por nueva producción de la península de yamal y yacimien-
tos marinos y reformar la vieja red de gasoductos de alta presión (Stern, 2005).
Como se menciona arriba, se necesita también invertir en la red de gasoductos
ucraniana o construir nuevos gasoductos para mantener la capacidad de con-
ducción a Europa.
    En la base de estas cuestiones está la ausencia realista de fuentes al-
ternativas al gas natural. En relación a otros combustibles, la capacidad de
obtener gas de procedencias diferentes está inherentemente limitada por las
alternativas de transporte, más costosas, inflexibles e intensivas en capital
en forma de gasoductos de larga distancia o Gas natural licuado (Gnl).
además, mientras el gas natural es abundante a nivel global, siendo las
reservas mundiales en 2007 de 177 trillones de metros cúbicos (tcm) 8, equi-
valente a unos sesenta años de consumo según las tasas actuales (Bp, 2009),
estas reservas están concentradas en un número pequeño de países, como
muestra la figura 3 de los cuales, Rusia, Irán y Qatar contabilizan el 53% 
del total.
                                             FiGura 3
                               reservas mundiales de gas: top 10
                           Nigeria Venezuela      Argelia
                            2,8%     2,6%          2,4%
             Emiratos Árabes
              Unidos 3,5%
                                                                               Rusia
                  EEUU                                          Rusia          Irán
                  3,6%                                          23,4%          Qatar
          Arabia Saudí                                                         Turkmenistan
             4,1%                                                              Arabia Saudí
                                                                               EEUU
         Turkmenistan                                                          Emiratos Árabes
             4,3%                                                              Unidos
                                                                               Nigeria
                                                                               Venezuela
                                                                               Argelia


                         Qatar                           Irán
                         13,8%                           16%


    Se desconoce el potencial de la producción doméstica de gas de Europa
que puede derivarse del gas no convencional o bituminoso. En EEuu, se han
realizado descubrimientos sustanciales de gas no convencional 9. Sin embargo,
     8
       la cifra correspondiente para 1987 es de 70 tcm.
     9
       la agencia de información Energética de EEuu (Eia, 2008) ha informado de incrementos en el
nivel de reservas identificadas de gas como resultado del desarrollo de fuentes de gas no convencionales.
El Potential Gas Committee (2009) ha señalado un incremento en las reservas, incluidas las identificadas,
posibles y especulativas, en 2008 en el nivel más alto de sus cuarenta y cuatro años de historia.
106                                                                                  Boaz MoSEllE


se estima que el potencial del gas no convencional en Europa es relativamente
bajo. un estudio estima que Europa tiene 29 tcm, mientras que EEuu tiene
alrededor de 233 tcm de gas no convencional (Holditch, 2007) 10. además, la
capacidad de extraer recursos dependerá de acuerdos medioambientales y del
coste concreto de extraer gas no convencional en Europa.
     En conclusión, parece que la dependencia de las importaciones de gas es
un riesgo potencial para la seguridad de suministro de la uE. Es posible que la
combinación de importaciones de lnG y la llegada del gas no convencional
(tanto de Europa como de Estados unidos, liberando cantidades importantes
de lnG que podrían destinarse a la uE) sirva para mitigar el problema. Es
también posible que los riesgos estén sobreestimados debido a la mutua depen-
dencia entre la uE y sus proveedores: el ingreso por venta de gas es de gran
importancia tanto para Rusia como para argelia y, de hecho, han mostrado
preocupación acerca de la seguridad de demanda de la uE, como equivalencia
de las preocupaciones de la uE sobre la seguridad de oferta (ver, por ejemplo,
yenikeyeff, 2006). ninguna de estas posibilidades parece cierta, sin embargo
el riesgo es real aunque es difícil de valorar o cuantificar.
    El problema es más grave para países de Europa del Este. Estonia, letonia,
lituania, Bulgaria, Eslovaquia y Finlandia dependen completamente de las im-
portaciones de gas de Rusia, mientras que Grecia, Hungría y austria dependen
en más del 80% (Comisión Europea, 2008b). Entre los siete nuevos Estados
miembros de la uE, la dependencia de las importaciones de gas de Rusia está
en promedio en torno al 77% (Comisión Europea, 2009a). los comentaristas
de Europa del Este resaltan la experiencia de lituania —donde el suministro de
Rusia a la refinería de Mazeikiu se frenó porque Rusia necesitaba suministrar
a un refinador polaco, pKn orlen— como una señal de los riesgos potenciales
que afrontan (Geropoulos, 2007). la temperatura política está claramente en
su máximo en el caso de Europa del Este, dado el resentimiento de Rusia por
su pérdida de influencia desde la desintegración de la unión Soviética.

4.    la justificación de la intervención política
    la dependencia de las importaciones de gas es, por tanto, un motivo de
preocupación comprensible para los gobernantes europeos. Sin embargo, esto
no implica directamente que exista una necesidad de intervención política. los
mercados por sí solos proporcionan grandes incentivos para reaccionar contra
los suministradores poco fiables. los contratos entre suministradores y consu-
midores generalmente obligan a los suministradores a suministrar la energía
y los suministradores que deciden contratar con productores poco fiables (en

    10
        Cifras convertidas de trillones de pies cúbicos (tcf) a tcm usando 1 tcm = 35,3 tcf (www.bp.com/
conversionfactors.jsp).
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                                107


otras palabras, suministradores que confían demasiado en el gas de Rusia y
argelia) tendrán que hacer frente a las sanciones contenidas en sus contratos.
Estas sanciones son negociadas bilateralmente y representan de forma correcta
los costes para los consumidores por pérdida de suministro, o el riesgo que es-
tán dispuestos a asumir los consumidores por obtener precios más bajos en de-
trimento de menor seguridad (por ejemplo, un consumidor puede desear firmar
un contrato sin sanciones en el caso de fallo de suministro, por medio de una
cláusula de fuerza mayor, pero en ese caso el suministrador acepta a cambio
un precio más bajo). la misma lógica se aplica a los consumidores que eligen
confiar en contratos a corto plazo o en el mercado de activos físicos: aceptan
un nivel de riesgo más elevado a cambio de un menor precio esperado.
    la pregunta clave es, por tanto, si estos incentivos son suficientes para
proporcionar el nivel de seguridad eficiente 11 —o, de un modo más correcto,
si proporcionan un nivel más alto de seguridad del que puede esperarse con
intervención política, teniendo en mente que tanto las intervenciones políticas
como los mercados en el mundo real son inherentemente imperfectos compa-
rados con los niveles teóricamente ideales—.
    En este contexto, se dan una serie de problemas que pueden debilitar la
capacidad de los incentivos basados en el mercado para dar una respuesta efi-
ciente 12. Estos problemas incluyen algunos fallos de mercado que general-
mente constituyen una justificación teórica para la intervención política, pero
también otros motivos discutiblemente más importantes desde una perspectiva
tanto normativa como positiva (es decir, que deberían tenerse en cuenta de un
modo más serio porque tienen un mayor impacto sobre las consecuencias de
acciones políticas).
    En primer lugar, puede suceder que los consumidores (tanto individuos
como empresas) no tomen decisiones de este tipo de manera eficiente y que
un regulador o planificador central esté mejor capacitado para tomar mejores
decisiones y desarrollar mejores políticas. por tanto, existe margen para la in-
tervención basado básicamente en justificaciones paternalistas.
    El segundo problema se centra en las interrupciones de suministro por cues-
tiones políticas. Discutiblemente, el riesgo de una interrupción del suministro
por parte de un actor estatal hostil es mayor cuanto mayores inconvenientes
cause la interrupción 13. por este motivo, el asegurarse contra las interrupciones

      11
         aquí «eficiencia» se refiere al trade-off entre coste y riesgo. los acuerdos son eficientes si el coste
adicional de invertir para aumentar la seguridad sobrepasa el beneficio adicional (y el ahorro por gastar
menos no justifica el incremento en el nivel de riesgo).
      12
         nótese que el no almacenamiento de electricidad no es un fallo de mercado ni es único de la electri-
cidad como comúnmente se cree —de hecho, la mayoría de servicios no son almacenables en la mayor par-
te o en su totalidad, desde las vacaciones de invierno hasta la preparación de devoluciones de impuestos.
      13
         así, las interrupciones de suministro son más probables/frecuentes o la sociedad paga un precio
más alto para evitarlas en forma, por ejemplo, de costes más altos de seguridad nacional o de cambios no
108                                                                                      Boaz MoSEllE


en el suministro de gas en la uE reduce de hecho la amenaza de interrupciones
porque, si esas interrupciones son relativamente menos dolorosas, un Estado
hostil obtiene un menor beneficio estratégico por medio de la interrupción o
la amenaza de dicha interrupción. En ese caso, las inversiones individuales en
seguridad de suministro (por ejemplo, mediante el almacenamiento de más gas
o la instalación de una mayor capacidad en las estaciones de combustión de
gas) crean una externalidad positiva y, con esa externalidad, habrá un incentivo
de free riding: los consumidores gastarán menos que el óptimo social porque
harían frente a todos los costes pero sólo a una pequeña parte de los beneficios
(la llamada «tragedia de los comunes»). Bajando en la cadena, los suminis-
tradores no tendrán los incentivos apropiados para garantizar la seguridad y el
mercado proveerá seguridad de modo insuficiente.
    En tercer lugar, la experiencia muestra que, en condiciones de escasez
de energía, la intervención política o reguladora impedirá casi con certeza el
funcionamiento eficiente del mercado. la expectativa de dicha intervención
debilitará los incentivos a invertir. por ejemplo, un inversor privado podría
considerar invertir en instalaciones de almacenamiento de gas incluso aunque
el mercado se muestre bien provisto de almacenamiento de gas porque eso le
proporcionaría un altísimo rendimiento en el caso poco probable de que un
corte importante en el suministro de gas diera lugar a incrementos prolongados
en el precio de mercado del gas. la experiencia de Gran Bretaña ha mostrado
episodios en los que los precios han sido mucho más elevados que en condicio-
nes normales 14, lo que implica impresionantes beneficios para los que poseían
almacenamiento de gas.
    Sin embargo, en la realidad los inversores son conscientes de que muchos
reguladores o gobiernos tienen acuerdos para suspender el mecanismo de pre-
cios en estos casos de emergencia. Esos inversores serán también conscientes
de que, aunque esos acuerdos no estén en vigor, serán puestos en marcha en
muy poco tiempo y, además, en ausencia de control de precios, podrían tener
problemas si se considerara que han obtenido beneficios durante la crisis 15.
   En cambio, los participantes en el mercado también serán conscientes de
que las medidas de emergencia generalmente implican la imposición de reglas
de daños compartidos, que debilitan los incentivos privados para asegurar-

deseados en política exterior para apaciguar al potencial interruptor. Este argumento ha sido utilizado en el
pasado para justificar las necesidades de almacenamiento estratégico de petróleo.
     14
        por ejemplo, en 2005, una combinación de factores que temporalmente redujo el suministro al
Reino unido condujo a incrementos de precios de hasta el 500% entre el 23 de febrero y el 11 de marzo
(trade and industry Committee, 2005).
     15
        algunos Estados de EEuu tienen incluso legislaciones específicas que prohiben el price-gouging.
por ejemplo, el Estatuto 501.160 de Florida declara que, durante un estado de emergencia, es ilegal vender
mercancías esenciales («essential commodities») por una cuantía que exceda considerablemente el precio
promedio de esas mercancías durante los treinta días precedentes.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                              109


se frente a la escasez de suministro. por ejemplo, los suministros de gas en
momentos de escasez podrían ser asignados a todos los suministradores en
función de su tamaño o volumen de clientes. Dicho mecanismo no recompen-
saría al suministrador que ha comprado gas de una fuente de suministro más
fiable.
    un ejemplo de estos dos efectos —desconfianza en el mecanismo de pre-
cios y el enfoque de daños compartidos— puede observarse en los acuerdos
de «emergency cash-out» en el Reino unido, que suspendieron la determina-
ción de precios basada en el mercado durante el periodo de escasez (ofgem,
2006). la nueva directiva propuesta por la Comisión Europea en seguridad de
suministro de gas prevé una variedad de medidas no basadas en el mercado
incluyendo la reducción obligatoria de demanda y la sustitución forzosa de
combustibles (Comisión Europea, 2009c).
    El cuarto problema consiste en un fallo de mercado más convencional:
dado que la seguridad de suministro es de algún modo un bien público, los
mercados tenderán a proporcionarlo de modo insuficiente 16. Específicamente,
el problema surge para el gas natural y la electricidad ya que éstos se transmi-
ten por medio de redes que son utilizadas por muchos consumidores y en la
mayoría de los casos no es posible interrumpir el consumo de los clientes do-
mésticos cuando existen condiciones de escasez de oferta 17. los consumidores
domésticos y comerciales no tienen generalmente contadores de consumo en
tiempo real y no están expuestos a precios más altos cuando el suministro es
escaso. por tanto, los consumidores no tienen incentivos a asegurarse frente a
los riesgos de suministro, por ejemplo, pagando más por comprar a un sumi-
nistrador con un mayor volumen de gas almacenado 18.
     En el caso particular de la electricidad, la ausencia de desconexión remota
significa que, en el caso de un apagón, todos los consumidores se quedan sin
abastecimiento en una zona incluso aunque en general hubiera sido posible
fijar un precio —si todos los consumidores estuvieran expuestos a precios en
tiempo real— que permitiera a la oferta satisfacer la demanda. un consumidor
individual no tiene por tanto incentivos a comprar energía de una fuente más
fiable ya que los más altos niveles de seguridad serían repartidos entre todos
los consumidores. Comprar a una fuente más fiable crea una externalidad po-
      16
         un bien público es un bien con las características de «no rivalidad» y «no exclusión». Esto signifi-
ca que el consumo del bien por un individuo no reduce la disponibilidad del bien para el consumo de otros
y que no se puede excluir a nadie de su consumo.
      17
         En otras palabras, no es posible para el operador del sistema interrumpir el abastecimiento a con-
sumidores individuales, que no sean grandes consumidores, que a menudo tienen contratos de interrupción
del suministro que permiten ese tipo de acciones.
      18
         Dadas las tecnologías de medición actualmente en práctica, no es posible crear un incentivo de este
tipo. por ejemplo, los contadores de gas generalmente almacenan sólo el consumo acumulado y, a menos
que sean leídos a diario —lo cual sería demasiado costoso— no habría modo de conocer cuánto ha sido
consumido por un cliente individual en un día en el que el suministro ha sido especialmente escaso.
110                                                             Boaz MoSEllE


sitiva pero no siempre un beneficio privado (ver Joskow, 2007). De nuevo, esto
da lugar a problemas de free riding y una insuficiente provisión de seguridad
por parte del mercado.


a)    Valoración

    El efecto real de estos problemas para la seguridad de suministro es una
difícil cuestión empírica, en términos absolutos y porque la valoración requie-
re un escenario contrafactual que esté basada en una valoración realista de
los resultados de una probable intervención política. Sin embargo, es posible
extraer algunas conclusiones más sencillas.
    En primer lugar, el argumento paternalista de que los consumidores son
incapaces de tomar decisiones de consumo racionales, puede ser cierto. la
extensa investigación en psicología y economía del comportamiento muestra
que los seres humanos tienen dificultad para tomar decisiones que conllevan el
análisis de eventos con baja probabilidad, lejos de lo que es su marco de expe-
riencia habitual (tversky y D. Kahneman, 2002). Sin embargo, la tesis de que
la intervención del gobierno dará lugar a mejores resultados es más discutible
(aparte de cualquier otra consideración, los gobiernos están formados por seres
humanos sujetos a los mismos sesgos que el resto).
    En segundo lugar, el argumento relativo a las interrupciones motivadas por
razones geoestratégicas también es, cuanto menos, plausible. la cuestión clave
para los gobernantes de la uE es cómo de probable es que Rusia interrumpa el
suministro de gas por razones políticas. por un lado, se han dado casos de que
Rusia haya cortado su suministro de petróleo a un Estado miembro de la uE
por razones esencialmente políticas. por otro lado, los beneficios de Gazprom
son de gran importancia para Rusia y para los miembros de su élite política,
creando una relación de mutua dependencia entre Rusia y la uE.
    En tercer lugar, la combinación de fallos regulatorios y de mercado des-
critos arriba parece implicar que todos excepto los consumidores más impor-
tantes están desconectados aquellos que toman las decisiones de invertir en
seguridad de abastecimiento.
    Finalmente, sean cuales sean los méritos objetivos, está claro que los go-
biernos están cada vez más dispuestos a intervenir en este campo, tanto a nivel
de la uE como a nivel nacional. En el contexto de este libro es apropiado pre-
guntarse si, asumiendo que los gobernantes tienen como objetivo la interven-
ción, la promoción de energías renovables es la mejor forma de intervención
para afrontar las preocupaciones de la uE sobre la dependencia de importacio-
nes y su impacto en la seguridad de suministro.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                 111



5.   ¿es la promoción de renovables la intervención correcta?
     Es natural esperar que la promoción de generación con energías renovables
reducirá el consumo de gas y, por tanto, la dependencia de importaciones de
gas, disminuyendo la generación de electricidad con gas natural. un análisis
llevado a cabo por la Comisión Europea es consistente con esta lógica. la ta-
bla 2 muestra las predicciones para los efectos de las nueva política 20-20-20
de la uE adoptada en 2008, cuyos aspectos principales son los compromisos
sobre varios objetivos para el año 2020: reducir la demanda, en base a un ob-
jetivo de reducción del 20% con respecto al escenario business as usual; incre-
mentar el uso de energías renovables, con un objetivo vinculante del 20% del
consumo final de energía; y reducir las emisiones de gas de efecto invernadero,
con una reducción del 20% en relación a los niveles de 1990.
   Como se muestra en la tabla, se prevé que la combinación de medidas re-
duzca las importaciones de gas en torno a un cuarto. Sin embargo, el análisis
también genera una serie de cuestiones.
    En primer lugar, está claro que gran parte de la reducción en el consumo
de gas refleja el impacto de las medidas de eficiencia energética que reducen
el consumo total de energía, más que un desplazamiento de la generación por
combustión de gas hacia las renovables. De hecho, la reducción prevista en el
consumo de gas inducida por la nueva política energética es mucho mayor que
para la inducida por el incremento de energía renovable.
    En segundo lugar, aunque el análisis no permite separar estos dos efec-
tos, es posible que el impacto de las energías renovables sobre la generación
por combustión de gas se vea materialmente afectado por la necesidad del
uso continuado de gas para proporcionar un respaldo flexible a las renova-
bles intermitentes. un análisis reciente de Capros et al. (2008) sugiere que
la nueva política energética reducirá la generación por combustión de carbón
significativamente más que la combustión de gas, tanto por el impacto de los
precios del carbón como por el hecho de que la electricidad obtenida a partir
de renovables requiere un apoyo abundante de electricidad de reserva flexible,
proporcionada principalmente por unidades de gas. De hecho, el análisis de la
tabla 2 muestra también que el impacto de la nueva política sobre el carbón
(sólidos) será igual o mayor que el impacto sobre el gas.
    En tercer lugar, no está claro qué fuentes de gas se verán probablemente
más afectadas por la reducción de las importaciones de gas. Si el efecto prin-
cipal de la política consiste en desplazar importaciones de Gnl a partir de
recursos relativamente más favorables al medio ambiente, entonces el efecto
sobre la seguridad de suministro es pequeño. Sin embargo, es probable que se
dé este caso. El Gnl es considerado como una fuente de gas marginal debido
al coste relativamente alto de traer Gnl a la uE y debido también al hecho
112                                                                                      Boaz MoSEllE


                                                      tabla 2
                consumo energético y dependencia de importaciones para 2020

                                                                                                   Produc-
                                                                    Impor-              Inmpor-
                                 Impor-      Con-       Inmpor-               Consu-               ción de
                                                                   taciones             taciones
                                taciones     sumo       taciones               mo de               Energía
                                                                      de                  /Con-
                                 de Gas     de Gas      /Consu-               Sólidos               Reno-
                                                                    Sólidos               sumo
                                 (Mtep)     (Mtep)      mo Gas                (Mtep)                vable
                                                                    (Mtep)               Sólidos
                                                                                                   (Mtep)
 2005                             257           445      57,8%       127       320      39,7%       122
 2020 (61$/barril)
    escenario habitual            390        505         77,2%       200       342      58,5%       193
    política «20-20-20»           291        399         72,9%       108       216      50,0%       247
 impacto nueva política           –99       –106         –4,3%       –92      –126      –8,5%        54
 2020 (61$/barril)                                       57,8%                          39,7%
   escenario habitual             330           443      74,5%       194       340      57,1%       213
   política «20-20-20»            245           345      71,0%       124       253      49,0%       250
 impacto nueva política           –85           –98      –3,5%       –70       –87      –8,0%        37
      Fuente: Comisión Europea, 2008b, p. 65.



de que los productores de argelia y Rusia son de algún modo suministradores
cautivos, dado el alto coste que tendrían para tratar de diversificar su clientela
en Europa 19.
    Finalmente, el análisis arriba descrito tiene un defecto fundamental, ya
que el escenario contrafactual del escenario business as usual resulta más que
discutible. un contrafactual más interesante sería un escenario con una política
que implicase la promoción de todas las formas de energía baja en carbono en
base a una tecnología neutra: un impuesto sobre el carbono o un esquema de
cap-and-trade (en este contexto, un EtS de la uE con un techo más riguroso)
y no políticas cuyo propósito principal sea la promoción del desarrollo a gran
escala de renovables 20.
   El efecto de una política de este tipo sería fomentar alguna combinación
de medidas de eficiencia energética, energía nuclear, generación por combus-

      19
        Este es un análisis general. los contratos individuales pueden variar.
      20
        otro contrafactual interesante, y que en principio podría ser el punto de partida para el diseño de
cualquier intervención, sería el uso de impuestos para corregir cualquier externalidad de la seguridad de
suministro. En teoría, esto podría llevar a diferentes niveles de imposición aplicados al gas procedente de
diferentes recursos, con el gas ruso probablemente sufriendo el impuesto más alto. En la práctica, esto
generaría problemas con las normas de la organización Mundial del Comercio y también generaría difi-
cultades para el cálculo del tamaño de la externalidad. un enfoque más realista sería gravar todo el gas.
Sin embargo, esto sería políticamente difícil debido a la aversión de los principales Estados miembros
(principalmente el Reino unido) a los impuestos a nivel de la uE y debido al hecho de que el Reino unido
y Holanda son los mayores productores de gas.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                             113


tión de carbón con captura y almacenamiento de carbono (CCS) y renovables.
El punto más destacado aquí es que, de esos cuatro tipos de tecnología, la
generación de renovables —al menos en la forma de eólica, solar y maremo-
triz— puede ser la menos adecuada para acrecentar la seguridad de suministro,
porque muchas tecnologías de generación de renovables son intermitentes y
están posiblemente asociadas a un continuo uso excesivo de generación por
combustión de gas como soporte 21. Es por tanto probable que reemplacen me-
nos cantidad de combustión de gas que las cantidades equivalentes de energía
nuclear y/o generación por combustión de carbón (o inversiones en eficiencia
energética). Mientras que el mayor uso de energía nuclear o de generación
por combustión de carbón conllevaría crecientes importaciones de uranio o
carbón, dichas importaciones no conllevarían grandes consecuencias sobre la
seguridad de suministro energético a Europa.
    En conclusión, por tanto, una política que promueva una baja generación
de carbono en general sería probablemente más efectiva para afrontar la de-
pendencia de las importaciones de gas y una mayor seguridad de suministro
que las políticas actuales que específicamente promueven la generación de
renovables.


ii.    intermitencia

    algunas de las más prominentes formas de generación de renovables —en
particular la eólica y también la solar y maremotriz— son variables en cuanto
a su producción, con un nivel de producción que depende de factores exóge-
nos, como la velocidad del viento, e impredecibles en mayor o menor grado.
la «intermitencia» es un término generalmente empleado para referirse a esta
combinación de variabilidad e imposibilidad de predecir.
     Surgen dos cuestiones a causa de la naturaleza impredecible de la genera-
ción de renovables. una a corto plazo relativa al impacto sobre el equilibrio
del sistema —asegurar que la oferta y la demanda de energía se ajustan con-
tinuamente—. una cuestión de largo plazo es si se puede confiar en que un
mercado eléctrico liberalizado produciría la inversión necesaria para satisfacer
la creciente necesidad de generación de respaldo —capacidad flexible que se
utilizará principalmente cuando la demanda sea elevada y la producción del
viento baja y cuya utilización general también sea comparativamente baja.
      21
         Esto no implica afirmar que la intermitencia por sí sola es un riesgo para la seguridad de suminis-
tros (ver la siguiente sección), sino únicamente observar que, si todo lo demás permaneciera constante, la
generación de intermitentes reemplazaría menos generación por combustión de gas que las no intermiten-
tes. Claramente, esto no podría aplicarse a la generación hidráulica ni a la biomasa. El margen para nueva
generación hidráulica es relativamente limitado, sin embargo, y las fuentes intermitentes (en particular la
eólica) se prevén como la forma dominante de capacidad de generación de renovables de nueva instalación
al menos en la próxima década.
114                                                                                    Boaz MoSEllE




1.    equilibrio en el sistema
    la física elemental de los sistemas de energía eléctrica requiere que la pro-
ducción sea equivalente al consumo 22 en todo momento. En cualquier sistema
eléctrico, el operador del sistema (oS) es responsable de asegurar continua-
mente este equilibrio. El os tiene control a corto plazo sobre ciertos activos de
generación, que emplea cerca y en el momento justo de consumo para corregir
cualquier diferencia entre la cantidad producida de electricidad y la cantidad
que es consumida.
     pequeñas desviaciones del equilibrio perfecto tienen lugar continuamente
dando como resultado fluctuaciones en la frecuencia de la electricidad en co-
rriente alterna. Ciertas unidades de generación están configuradas para reac-
cionar de modo automático e instantáneo a dichas desviaciones. Esta reserva
primaria actúa como línea principal de defensa contra los desequilibrios. En el
caso de grandes desviaciones, tras la respuesta inmediata de la reserva prima-
ria, los generadores que suministran la reserva secundaria aumentan o reducen
las inyecciones en segundos siguiendo las instrucciones de un aparato central
en un proceso conocido como control automático de generación. la reserva
secundaria es un recurso escaso porque está provisto de unidades con caracte-
rísticas técnicas específicas. tan pronto como es posible, normalmente con un
retraso de unos minutos, se incrementan o reducen las aportaciones por parte
de unidades de reservas terciarias siguiendo las instrucciones del operador del
sistema y la capacidad de la reserva secundaria es restablecida al nivel previo a
la desviación.
    En un mercado liberalizado, el operador del sistema contrata estos servi-
cios, generalmente con los generadores y a veces con grandes consumidores 23.
la naturaleza de los contratos con las reservas varía pero, para el objetivo de
este libro, es suficiente con indicar que el oS retribuirá a estas unidades para
que estén disponibles para proporcionar estos servicios, así como la propia
generación cuando sea necesaria.
    Claramente la tarea de equilibrio del sistema se hace más complicada cuan-
to mayor es la variabilidad de la producción, especialmente si esos cambios
son impredecibles o tienen lugar en muy poco tiempo 24. la previsión de altos
niveles de penetración de generación de intermitentes suscita, por tanto, in-

     22
        incluyendo el consumo en forma de pérdidas surgidas por la transmisión y distribución que se
equilibran en tiempo real.
     23
        Con la excepción de la reserva primaria, cuya provisión es generalmente una obligación impuesta
por medios administrativos o por generadores conectados al sistema.
     24
        Debe hacerse una importante distinción entre energía eólica y solar fotovoltaica. la variabilidad
del viento tiene lugar en cuestión de horas y está relativamente sujeta a predicción. Excepto en climas con
cielos no nubosos, la solar fotovoltaica puede variar en segundos y es más difícil de predecir.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                              115


quietud por cuanto el equilibrio del sistema resulte más costoso y más incierto:
el oS tendrá que contratar más servicios para equilibrar el sistema y, si no ob-
tiene los suficientes, podría verse superado por cambios volátiles inesperados
en la producción, causados por generación intermitente, poniendo en peligro
la seguridad de suministro 25.


a) Implicaciones sobre la estabilidad del sistema
    Desde el punto de vista de la estabilidad del sistema (en concreto, en tér-
minos del riesgo de interrupciones del suministro) estas preocupaciones re-
sultan probablemente exageradas. los aspectos más técnicos de los retos de
equilibrio del sistema que implica la generación intermitente son tratados en
el Capítulo 2 y en las referencias allí mencionadas. Brevemente, está claro
que se han llevado a cabo avances significativos en la capacidad de predecir la
velocidad del viento y la producción eólica tales que, aunque los altos niveles
de penetración de energía eólica añadan un mayor coste al oS, no debilitan
necesariamente la estabilidad del sistema. la evidencia actual sugiere que éste
es el caso al menos para una penetración de más del 20% (más del 20% de
energía eléctrica generada por el viento).
    la cuestión aquí resulta menos clara para otras fuentes intermitentes y, en
climas con cielos nubosos, la energía solar fotovoltaica (pv) puede presentar
grandes retos, ya que el cielo cubierto implica que la variabilidad en la energía
producida puede tener lugar en segundos en vez de en horas (aunque la dis-
persión geográfica puede mitigar de algún modo el problema). Sin embargo,
Boyle argumenta en el Capítulo 2 que puede que el problema se pueda resolver
de un modo similar (para más detalles, ver también Boyle, 2007).
    los resultados de un trabajo exhaustivo por Gross et al., son consistentes
con esta predicción: «ninguno de los más de 200 estudios que hemos revisado
sugiere que la introducción de niveles significativos de generación de energías
renovables intermitentes en el sistema británico de electricidad debe llevarnos
a una menor confianza en el suministro eléctrico» (Gross et al., 2006).
    Sin embargo, estas conclusiones suponen que los avances en la predicción
serán efectivamente incorporados a los procesos de operación del sistema. El
Capítulo 11 muestra el ejemplo de texas, donde una muy discutida emergencia
tuvo lugar en 2008 siguiendo una rápida reducción en la producción eólica. la

      25
         Estas consideraciones se han hecho simplificando la complejidad de organizar el sistema eléctrico.
así como se necesita ajustar la oferta total con la demanda total, el sistema tiene también una serie de
requerimientos, incluyendo la regulación del voltaje y la necesidad de respetar las restricciones de transmi-
sión. la primera tarea es particularmente susceptible de ser más costosa y desafiante con la incorporación
de grandes cantidades de nueva generación de intermitentes, como se discute en una serie de estudios de
casos en los capítulos de este libro.
116                                                                              Boaz MoSEllE


reducción podía haber sido prevista mediante estimaciones comercialmente
disponibles, pero el oS no había comprado dichas estimaciones.

b)         Implicaciones sobre costes
    El mismo trabajo de Gross et al. (2006) analiza también las implicacio-
nes de la intermitencia, considerando cuánta capacidad de reserva adicional
será probablemente requerida y cuánto es probable que cueste. los autores
concluyen que «para penetraciones de energías renovables intermitentes hasta
un 20% de suministro de electricidad, las reservas de sistemas de equilibrio
adicionales como consecuencia de fluctuaciones de corto plazo en la genera-
ción eólica contabilizan alrededor del 5-10% de la capacidad eólica instalada.
Globalmente, la mayoría de estudios estiman que los costes asociados son de
menos de £ 5/MWh de producción de intermitentes, en algunos casos sustan-
cialmente menos». por supuesto, un coste adicional de £ 5 ($ 7,50) por MWh
es realista 26, pero eso forma parte de un mayor conjunto de cuestiones sobre
la efectividad en costes de la generación de renovables y no es realmente un
asunto de seguridad de suministro.
    todo este análisis supone, sin embargo, que la reserva necesaria estará dis-
ponible cuando lo requiera el oS. Esto naturalmente nos devuelve a la cuestión
de los incentivos a la inversión.


2.     inversión en generación de mantenimiento

    Dada la dificultad para almacenar electricidad y el limitado potencial para
cambiar la demanda en el tiempo, el uso de generación de intermitentes sig-
nifica que un amplio dispositivo de generación de apoyo es necesario para
asegurar que la demanda pueda ser satisfecha en momentos en los que los
recursos intermitentes no están en gran medida disponibles por falta de viento,
sol, etc. Esta necesidad de capacidad disponible no es única de sistemas con
generación intermitente: ningún tipo de generación está disponible con una
seguridad del 100% y las unidades convencionales también cierran por mante-
nimiento tanto planificado como no planificado. Sin embargo, la penetración
a gran escala de generación de intermitentes da lugar a una necesidad mucho
mayor.
    El volumen de necesidad dependerá claramente del nivel de penetración
de generación intermitente, las tecnologías implicadas, el sistema específico
de electricidad, las características físicas relevantes (por ejemplo, distribución
geográfica de la energía eólica) y muchos otros factores. Éste ha sido el ob-

      26
           En febrero de 2010, esta cifra era de unos € 5,70 ($ 7,75) por MWh.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                                                            117


jeto de muchos trabajos de ingeniería. para sintetizar, es conveniente resumir
cualquier estudio de este tipo en términos de su «crédito de capacidad» estima-
do, que mide cuánta generación térmica convencional es reemplazada por una
unidad de generación intermitente. así, por ejemplo, un crédito de capacidad
del 20% significa que añadiendo 100 megavatios (Mv) de generación de inter-
mitentes podríamos retirar 20 Mv de generación convencional manteniendo el
mismo nivel global de seguridad del sistema.
   un repaso exhaustivo de estos estudios puede encontrarse en Gross et al.
(2006), cuyo resumen de los créditos de capacidad estimados a partir de dieci-
nueve estudios se muestra en la figura 4.

                                                                             FiGura 4
                                                               valores de crédito de capacidad
                                                                             Crédito de capacidad

                                         40
  Crédito de capacidad (% de capacidad




                                         35
                                              160
                                         30
          instalada intermitente)




                                                                      51
                                         25
                                                                                                                      248
                                                  249             247
                                         20                                                  121
                                                                                        70
                                                                                  242                       83                   204
                                                                                                  17
                                         15
                                                                250               243   238
                                         10                                       241
                                                  244
                                         5                                                   74
                                                                           240
                                         0
                                              0         5        10              15      20            25        30         35     40

                                                        Nivel de penetración (% de energía total en el sistema)

             Fuente: Gross et al., 2006, p. 43.



    Claramente un crédito de capacidad del rango de los implicados en estos
estudios añadiría un coste significativo a los costes totales de capacidad del
sistema. Respecto a la seguridad de suministro, sin embargo, la cuestión es que
un mercado liberalizado no tendrá una inversión suficiente para proporcionar
el nivel necesario de capacidad de generación.


a)                       Punto de partida: exceso de capacidad
    a corto plazo, puede haber poca controversia con respecto a la disponibi-
lidad de reservas y generación máxima en general porque, conforme se añade
118                                                              Boaz MoSEllE


nueva capacidad intermitente a la red, la capacidad convencional existente per-
manece disponible. aunque los generadores pudieran decidir retirar esa capa-
cidad, los incentivos para hacerlo son escasos, porque el dinero de la inversión
es irrecuperable y los ingresos de operación necesitarían cubrir sólo los costes
fijos anuales para que fuese rentable mantener abierta la planta.
     la experiencia hasta la fecha en alemania y España es consistente con es-
tos argumentos. Sensfuß et al. (2008) afirman que para alemania «el desarro-
llo de generación de electricidad por renovables no ha tenido mayor impacto
en las inversiones en capacidad de nueva generación hasta el año 2006. una de
las razones es que el periodo después de la liberalización del mercado eléctrico
se caracterizaba por un exceso de capacidad y la consiguiente decomisión de
plantas eléctricas» mientras que «la mayoría de la capacidad decomisada lo fue
por motivos económicos, como la baja eficiencia de las plantas, la necesidad
de reparaciones o el uso ineficiente de combustibles caros como el petróleo y
el gas». El Capítulo 15 de este libro describe la evolución de la capacidad en
España, caracterizada por altos niveles de exceso de capacidad debido en gran
parte a la rápida expansión de generación de renovables y sin la eliminación
de ninguna planta.
    En algunos mercados, sin embargo, este exceso inicial de capacidad puede
tener efectos relativamente rápidos, por una serie de razones:
    •  Si existe demasiada capacidad, entonces los precios podrían caer hasta 
un nivel que llevaría al desuso o eliminación temprana de plantas. El Capítu-
lo 15 indica que esta situación podría estar teniendo lugar en España.
    •  Los generadores con poder de mercado local o regional podrían tener un 
incentivo para retirar algunas de estas plantas para subir los precios máximos
o los precios de reserva.
    •  Los incentivos para una retirada temprana podrían verse exacerbados por 
los costes de mantenimiento, incluidos los costes necesarios para satisfacer los
requisitos de la nueva legislación medioambiental. así, por ejemplo, en la uE
los costes de añadir unidades de desulfuración a las plantas de generación con
carbón para 2015, para cumplir con la Directiva sobre Grandes instalaciones
de Combustión, deberían recuperarse por medio de beneficios futuros y esto
podría ser complicado si la utilización esperada es muy baja.


b)    Incentivos de inversión en mercados únicamente energéticos
    a largo plazo, sin embargo, hay una cuestión real sobre si los mercados
energéticos proporcionarán la inversión necesaria. Esta cuestión está dentro
de un debate más amplio sobre la capacidad de los mercados energéticos li-
beralizados para proporcionar niveles suficientes de inversión. Este tema ha
sido ampliamente discutido en círculos académicos y políticos durante años
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                         119


(Cramton y Stoft, 2005; Stoft, 2002). Este capítulo no puede más que describir
brevemente los principales argumentos.
    El asunto está relacionado específicamente con los mercados únicamente
energéticos, en los que las únicas fuentes de ingresos de los generadores han
sido descritas anteriormente en este capítulo 27. los modelos teóricos sugieren
que, aunque los generadores en un mercado eléctrico únicamente energético
competitivo pueden ganar suficientes beneficios como para cubrir su coste de
capital (en concreto, el beneficio variable de vender electricidad puede pro-
porcionar un rendimiento suficiente para la inversión), los requerimientos para
que esto suceda son bastante estrictos y puede que no se cumplan en la práctica
en la mayoría de mercados eléctricos.
    El problema surge porque, si un mercado de este tipo es competitivo, en-
tonces el precio de mercado de la electricidad será cercano al coste marginal
del generador más caro —el coste marginal del sistema— en cualquier mo-
mento del tiempo menos en aquellas horas en las que la demanda (propiamente
hablando, la demanda de energía y reservas operativas) excede la capacidad
disponible. Durante esas horas, es posible que el precio exceda el coste mar-
ginal del sistema, como si se fijase por una demanda que respondiese a los
precios. la diferencia entre el precio y el coste marginal del sistema se conoce
como rentas de escasez.
    para las unidades de punta (las plantas con el coste marginal más alto del
mercado), esta escasez de rentas son el único modo de generar un rendimiento
sobre el capital. Es posible demostrar que, al menos en teoría, las rentas de
escasez son también necesarias para plantas con un menor coste marginal, si
se espera que obtengan un rendimiento suficiente como para cubrir los costes
fijos de la inversión. Es por tanto necesario que los precios en esas horas sean lo
suficientemente altos como para proporcionar un rendimiento del capital apro-
piado, uno que proporcione el incentivo correcto para la generación en punta.
    los precios en momentos de escasez deberían generalmente ser fijados
o bien por respuestas de demanda o por acciones del operador del sistema,
aceptando una reducción de las reservas operativas (Hogan, 2005). Si esos me-
canismos funcionan adecuadamente, se puede entonces mostrar que, en teoría,
el nivel de escasez de rentas será eficiente en el sentido de asegurar que los
generadores ganarán el montante de sus costes de capital y tienen incentivos
para nuevas inversiones.
    Sin embargo, este hecho depende de la presencia de mecanismos de precios
de escasez flexibles y la ausencia de imperfecciones de mercado o regulatorias

      27
         Esto está en contraste con los mercados en los que los generadores reciben también pagos por la
disponibilidad para generar, vía mecanismos de pago de capacidad o requerimientos de capacidad y subas-
tas, anteriormente discutidas en este capítulo.
120                                                                                  Boaz MoSEllE


que limiten las respuestas de la demanda o que distorsionen las decisiones del
So. En la práctica, esas imperfecciones son endémicas:
     •  El desarrollo de mecanismos que permitan la participación de la deman-
da ha sido generalmente muy lento en la mayoría de mercados eléctricos, limi-
tando la capacidad de la demanda para fijar precios en periodos de escasez.
     •  Los  protocolos  seguidos  por  muchos  OS  en  momentos  de  escasez  no 
proporcionan el nivel apropiado de precios de escasez 28.
     •  La capacidad de los precios para desviarse de los costes marginales de 
los generadores en momentos de escasez se ve a menudo limitada por medidas
administrativas que restringen los precios para mitigar el poder de mercado o
por otras razones. por ejemplo, muchos mercados organizados de modo cen-
tral tienen explícitamente precios máximos 29, y algunos límites a la hora de
ofrecer precios como parte del proceso para mitigar el poder de mercado ex
ante. En muchos mercados, los reguladores vigilan los precios y llevan a cabo
investigaciones ex post de rápidas subidas de precios, con un efecto desincen-
tivador sobre los precios de escasez.
    Se cree por tanto que en la práctica los mercados únicamente energéticos
llevarán a una infrainversión, especialmente con respecto a los máximos de
capacidad. a esta cuestión se le conoce habitualmente como el problema de
«missing money».
     por otro lado, quienes proponen un enfoque más orientado en el mercado
discuten o afirman que, en ausencia de precios máximos, puede esperarse que el
mercado proporcione suficiente capacidad, a pesar de los modelos teóricos. En
Gran Bretaña este enfoque sirve de base a los diseños de mercados existentes,
los llamados nuevos acuerdos de Comercio de Electricidad (nEta), que no tie-
nen precios máximos en la práctica. la experiencia práctica en la década desde
que la nEta entró en vigor ha sido de algún modo ambigua. a pesar de muchas
afirmaciones de crisis inminente, existen evidencias positivas. Sin embargo, esto
se ha logrado con poca inversión en generación, indicando que el sistema ha
disfrutado de un exceso de capacidad procedente de la década anterior.
   En resumen, existen razones teóricas para creer que, en ausencia de algún
mecanismo de capacidad, un mercado únicamente energético competitivo sin

     28
        los mecanismos que permiten a la escasez de reservas operativas fijar el precio en el mercado de
la energía no están disponibles en la mayoría de los mercados de la uE. Dichos mecanismos requieren un
nivel avanzado de integración entre los mercados de energía y los mercados de reservas, así como entre
los mercados spot y de equilibrio (balancing market). los diseños de mercado que permiten ese tipo de
integración pueden observarse en la mayor parte de los EEuu. ver por ejemplo Kranz et al., 2003.
     29
        por ejemplo, los mercados de alberta y ontario tienen techos de precios de C$ 1.000 ($979) y
C$ 2.000 ($ 1.958) por MWh (adib et al., 2008), y texas tiene un techo de $2.250 (ERCot, 2008). En
Europa, nordpool fija los precios máximos en € 2.000 ($ 2.720) por MWh (nordpool, 2008). Como se
discute en el Capítulo 15 de este libro, España tiene un techo muy bajo de € 180 ($ 245) por MWh, pero no
es un mercado únicamente energético ya que los generadores reciben también pagos por capacidad.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                                         121


mecanismos eficientes de precios de escasez puede proporcionar una inversión
insuficiente de capacidad de reserva (en concreto, en unidades flexibles con
bajo nivel de utilización). Mientras la materialización de estas cuestiones está
abierta a debate, está claro que cualquier problema podría ser considerable-
mente exacerbado por la mayor necesidad de unidades con altos niveles de pe-
netración por generación de renovables. además, en la práctica, las preocupa-
ciones sobre la infrainversión estarían bien fundamentadas por la combinación
de techos explícitos para los precios y la amenaza implícita de futura regula-
ción de precios en la mayoría o en todos los mercados liberalizados. incluso en
Gran Bretaña, que hasta hace poco era vista como el modelo de liberalización
del mercado energético, existe un debate abierto sobre la re-regulación (ver,
por ejemplo, ofgem, 2010).
    El ejemplo de Gran Bretaña ilustra también un problema más profundo
sobre los incentivos a invertir en el contexto de la política energética actual,
de la cual la política en pro de las renovables constituye sólo una parte. la
naturaleza de la respuesta política al cambio climático, principalmente en la
uE, implica que «todas» las formas de inversión en capacidad de generación
están fuertemente influidas por la intervención gubernamental. así, tanto las
energías renovables como la energía nuclear y CCS atraen formas de apoyo
a tecnologías específicas, mientras que la regulación medioambiental del Es-
quema de Comercio de Emisiones de la uE y las medidas no relacionadas con
el clima 30 influyen en los rendimientos absolutos y relativos de las diferentes
tecnologías. las inversiones están, discutiblemente, sujetas a muy altos niveles
de riesgo político y no está claro que los mercados sean capaces de valorar y
hacer frente a estos riesgos.
    En conclusión, la posibilidad de que mercados competitivos liberaliza-
dos tengan dificultad para proporcionar un límite suficiente de capacidad,
como para integrar grandes cantidades de generación intermitente, resulta
muy alta por una variedad de razones. El principal factor que debilita los
incentivos a la inversión es el alto nivel de incertidumbre y riesgo político,
lo que afecta a todo tipo de inversiones en generación en mayor o menor
grado, excepto para proyectos basados en férreos acuerdos gubernamentales
explícitos.
   El diseño de mercados energéticos a gran escala debe tener en cuenta estas
consideraciones, en forma de pagos por capacidad o mecanismos similares.
los pagos por capacidad se utilizan ampliamente en EEuu y han tenido al-
guna aplicación en Europa (en España, por ejemplo, así como en inglaterra
y Gales en los noventa) (perekhodtsev y Blumsack, 2009). Estos pagos a los

     30
        Destaca la Directiva de plantas de alta Combustión (Directiva 2001/80/EC) y la Directiva de Emi-
siones industriales (todavía bajo negociación en el parlamento Europeo en el momento de escribir este
capítulo).
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generadores son adicionales al beneficio que reciben por la venta de energía.
Diferentes países han adoptado enfoques alternativos hacia la implementación
de este tipo de mecanismos. En Europa, el enfoque adoptado ha sido el de un
oS que realizar pagos a la generación en base a su capacidad para generar,
recuperando dichos pagos como suplemento a las tarifas de transmisión. En
EEuu los reguladores han tendido a fijar las obligaciones por el lado de la de-
manda a la hora de contratar en capacidad vía mercados de capacidad organi-
zados. El nivel de obligación determina de ese modo la demanda de capacidad
en esos mercados y, junto con la oferta, determina el precio de la capacidad. En
cualquier caso, los detalles del diseño (incluyendo, por ejemplo, la determina-
ción del nivel apropiado al cual se fija el precio de cualquier obligación) son
extensos y potencialmente atractivos (Harvey, 2005). para la finalidad de este
capítulo, es suficiente indicar que una alta penetración de generación de inter-
mitentes implica que una serie de reguladores de la uE podrían probablemente
enfrentarse a esos desafíos en los próximos años.
    El panorama es de algún modo diferente, sin embargo, hay países donde
las decisiones de inversión en generación se ven por naturaleza influidas por
obligaciones informales entre la industria y el gobierno. En particular, es pro-
bable que en alemania las inversiones necesarias tengan lugar como resultado
de acuerdos informales (o, al menos, no contractuales) entre el gobierno y la
industria, más que como mero resultado del mercado o inducidas por mecanis-
mos regulatorios tales como pagos por capacidad.


conclusiones

    la dependencia de gas importado da lugar a cuestiones reales, aunque
difíciles de cuantificar, sobre la seguridad de suministro en la uE, debido a
cuestiones geopolíticas en torno a Rusia y argelia. Dichos problemas son par-
ticularmente delicados para muchos de los nuevos Estados miembros de la
uE en Europa del Este, donde la dependencia es mayor y las relaciones con
Rusia son más tensas. la dependencia del carbón y el uranio importados no
resulta preocupante debido a la cuantía, diversidad y afinidad con potenciales
proveedores.
    las acciones del mercado pueden no proporcionar un nivel eficiente de
protección frente a los riesgos de seguridad de suministro asociados con la
dependencia de gas importado, dada la variedad de fallos de mercado y re-
gulatorios. Sin embargo, la promoción de la generación de renovables no es
la mejor respuesta política. la creciente promoción de todo tipo de energías
bajas en emisiones (incluyendo la eficiencia energética) puede parecer al me-
nos igual de efectiva en aumentar la seguridad de suministro a un menor coste
global.
GEnERaCión DE EnERGíaS REnovaBlES y SEGuRiDaD DE SuMiniStRo                    123


    las preocupaciones en torno a la seguridad de suministro relacionadas con
la intermitencia y su impacto sobre la operatividad y estabilidad del sistema
son exageradas. En particular, las recientes mejoras en la predicción del viento
implican que puedan adoptarse, por parte de un oS eficiente, de modo seguro
unos mayores niveles de penetración para la generación eólica. El impacto tie-
ne que ver con los costes más que con la amenaza a la estabilidad. altos nive-
les de penetración de la generación de intermitentes generan cuestiones reales
sobre el diseño del mercado y la seguridad de suministro —en particular, sobre
si los mercados únicamente energéticos existentes proporcionarán unos altos
incentivos para la inversión necesaria en generación punta para hacer frente
a periodos en que la alta demanda coincide con bajos niveles de generación
intermitente.
    En principio, los mecanismos de mercado son suficientes para garantizar
los niveles adecuados de inversión. En la práctica, sin embargo, la ausencia en
la mayor parte de mercados energéticos de la uE de mecanismos apropiados
para precios en escasez, junto con los elevados niveles de riesgo e incertidum-
bre regulatoria, suscita la necesidad de algún tipo de incentivo adicional como
pagos por capacidad que garanticen la disponibilidad de generación, excepto
en mercados donde el nivel de inversión está fuertemente influenciado por
decisiones implícitas de regulación o basadas en el mercado por parte de la
industria, el gobierno y otros agentes.


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