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1. INTRODUCCIÓN Desde hace siete años el mercado eléctrico europeo inició un proceso de liberalización acorde con lo establecido en la Directiva 96/92/CE; el sistema eléctrico español en cumplimiento de esta Directiva, se ha destacado por tener un proceso acelerado frente a la mayoría de países de la Unión Europea, y actualmente opera bajo condiciones de mercado cuyo marco de referencia es la Ley 54 de 1997 y los posteriores Reales Decretos que la desarrollan. Durante este proceso hubo una reacomodación del sistema a las nuevas condiciones, lo que llevó a tomar decisiones y compromisos de inversión de los agentes que se enfrentaron a esta nueva realidad para el mercado eléctrico. Con el Protocolo de Kioto surge una nueva exigencia, externa a la cadena productiva de la electricidad, pero que la impacta directamente. Esta exigencia que consiste en la obligación de reducir los gases de efecto invernadero, se materializa con la Directiva 2003/87/EC sobre el Comercio de Emisiones, que pone en blanco y negro las condiciones que deben cumplir los agentes emisores. Es evidente que la aplicación de dicha Directiva impactará el sector eléctrico español de forma muy importante. Este trabajo busca determinar cuantitativamente el impacto que sobre el

EMPRESA: CODENSA S.A. ESP PAIS : COLOMBIA TÍTULO: Impacto económico sobre el Sistema Eléctrico Español debido al futuro mercado de emisiones e CO2Lugar y fecha: Madrid, julio de 2003.

IMPACTO ECONÓMICO SOBRE EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL DEBIDO AL FUTURO MERCADO DE EMISIONES DE CO2

Autor/es: OLGA CECILIA PÉREZ RODRÍGUEZ, INGENIERA ELECTRICISTA, ESPECIALISTA EN FINANZAS, MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DEL SECTOR ELÉCTRICO, CANDIDATA A MBA Empresa o entidad: CODENSA S.A. ESP Cargo: Profesional Master Gerencia de Regulación DATOS DE LA EMPRESA

Dirección: Cra. 13 A N° 93-66 Piso 4 Bogotá, Colombia Teléfono: (571) 6015699 Fax: (571) 6015923 E-Mail: [email protected]

PALABRAS-CLAVE: Efecto en el margen de contribución de las empresas producto de la variable: costo de CO2

sistema eléctrico tendría por la obligación de los agentes de participar en el mercado de emisiones de CO2. 1.1 Características del sistema eléctrico español1El sistema eléctrico español está formado por las empresas generadoras, transportadoras, distribuidoras y comercializadoras, que producen electricidad y la llevan hasta los clientes, participantes en el mismo como beneficiarios finales del servicio. Se ha establecido un mercado mayorista, que sirve para determinar el precio horario de la electricidad y para establecer el programa de funcionamiento de los grupos generadores. A éste mercado acuden los comercializadores para comprar energía que luego venden en el mercado minorista, al que acuden los clientes elegibles para comprar la energía que precisen. La liberalización ha cambiado enormemente el papel de las empresas y el Gobierno en la planificación y explotación energética. En la actualidad, a diferencia del modelo anterior, las decisiones de inversión en generación son responsabilidad exclusiva de las empresas, que ya no tienen garantizada una retribución de sus activos por el marco regulatorio. Red

1 Rafel Josep Martínez Pérez. Aspectos Retributivos del Actual Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Español.

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Eléctrica de España ha dejado de optimizar la explotación económica del parque generador y se concentra en las funciones relacionadas con la seguridad del suministro. La seguridad de suministro es ahora una responsabilidad del Regulador, que debe conseguir mediante las señales adecuadas y estables, que los agentes encuentren incentivos para efectuar inversiones que redunden en los niveles de calidad y seguridad de suministro deseados. Las actividades de distribución y transporte, encargadas de construir, mantener y operar las redes que hacen posible el suministro eléctrico, continúan reguladas y controladas por el Estado. En este caso, el carácter de monopolio natural de estos negocios y ciertas características especiales han hecho que las modificaciones necesarias en su marco legal no hayan sido tan profundas. Esta transformación del sector se está produciendo de una forma paulatina, con una serie de mecanismos de apoyo para el periodo transitorio: la gradualidad en la elección de suministrador2, la compensación de los denominados costos de transición a la competencia, las ayudas a la producción en régimen especial, los incentivos al consumo de carbón autóctono y otros elementos, tratan de reducir el impacto de estos cambios en los diferentes agentes. 1.2 Nuevo contexto El futuro mercado de emisiones de gases de efecto invernadero, que en Europa se iniciará con la entrada en vigencia de la Directiva 2003/87/EC y cuyo primer período será el trienio 2005-2007, involucra al sector eléctrico español que se encuentra operando dentro de ciertas reglas de juego definidas desde el año 1998. La nueva regla supranacional que involucra a España a través de la referida Directiva y adicionalmente a la Comunidad Europea con cada uno de sus Estados Miembros que ratificaron el Protocolo de Kioto, genera en el mercado eléctrico dos clases de agentes: aquellos que previamente a la materialización de esta regla realizaron sus inversiones y, los nuevos entrantes, quienes tienen la oportunidad de evaluar su inversión desde esta nueva perspectiva que se configura al participar en un mercado eléctrico con la obligatoriedad de responder ante la nueva exigencia de

2 Desde el 1 de enero de 2003, todos los clientes pueden ejercer ese derecho.

reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. 1.3 Perspectiva histórica de las emisiones de CO2En la década de los noventa se empiezan a firmar los primeros Convenios y Protocolos con la finalidad de afrontar la problemática de las emisiones: como el Convenio de Viena para la Protección de la Capa de Ozono de 1985, el Protocolo de Montreal relativo a las sustancias que agotan la capa de ozono de 1987, en su forma enmendada, la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, de 1992, y otros instrumentos internacionales, incluidos los regionales. En el contexto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, se dan los lineamientos que deben adoptar las partes involucradas en el desafío de frenar el proceso de daño sobre la estabilidad en la vida del planeta. Como parte de la Convención en 1997, se promulga el Protocolo de Kioto, que establece que los países listados en el Anexo B del protocolo, con economías de mercado, deben cumplir con el compromiso definido de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6). 2. Descripción del problema de las emisiones de CO22.1 Cambio climático3

En un balance de largo plazo, la Tierra debe liberar al espacio aproximadamente la misma cantidad de energía que absorbe del sol. La energía solar llega en forma de radiación de onda corta, y una parte es reflejada por la superficie terrestre a la atmósfera. Sin embargo, la mayor proporción pasa directamente a través de la atmósfera para calentar la superficie de la Tierra. Ésta se desprende de dicha energía enviándola nuevamente al espacio en forma de radiación infrarroja, de onda larga. El vapor de agua, el dióxido de carbono y los otros "gases de efecto invernadero" que existen en forma natural en la atmósfera, absorben gran parte de la radiación infrarroja ascendente que emite la Tierra, impidiendo que la energía pase directamente de la superficie terrestre al espacio. A su vez, procesos de acción recíproca (como la radiación, las corrientes de aire, la

3 Tomado de la Guía Elemental de la Convención Marco de las Naciones Unidas y el Protocolo de Kioto.

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evaporación, la formación de nubes y las lluvias) transportan dicha energía a las capas altas de la atmósfera y de ahí se libera al espacio. Al aumentar la capacidad de la atmósfera para absorber la radiación infrarroja, las emisiones de gases de efecto invernadero alteran la forma en que el clima mantiene el equilibrio entre la energía incidente y la irradiada. La energía no puede acumularse sin más: el clima deberá adaptarse de alguna manera para deshacerse de ese excedente.

2.1.1 Respuesta al Problema Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático La Convención Marco de las Naciones Unidas aprobada en Nueva York el 9 de mayo de 1992, forma parte de una serie de acuerdos por medio de los cuales los países de todo el mundo se han unido para hacer frente al problema de Cambio Climático. El órgano supremo de la convención es la conferencia de las Partes, en la que se hallan representados todos los Estados que la han ratificado. La conferencia de las Partes, que se reunió por vez primera en marzo de 1995 y que seguirá reuniéndose anualmente, fomentará y examinará la aplicación de la convención y, si procede, reforzará sus disposiciones. Dos órganos subsidiarios asistirán a la conferencia de las Partes: uno en materia de asesoramiento científico y tecnológico, y el otro en la esfera de ejecución. 2.1.2 Las Acciones a Seguir: La Convención ha empezado con cautela y por el momento no plantea demasiadas exigencias (o requisitos). La Convención Marco sobre el Cambio Climático es un tratado general con sólo unos pocos requisitos específicos; luego podrán agregarse otros y de mayor alcance, en forma de enmiendas y protocolos. Con la Convención no se puede pretender que todo se ha solucionado, significa un comienzo y algunos hechos lo atestiguan: los países desarrollados están preparando sus planes nacionales con objeto de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero al nivel de 1990 invirtiendo así la tendencia histórica al aumento constante de las emanaciones. Los países que han ratificado el tratado están recopilando datos sobre sus emisiones y es cada vez más frecuente que el público y los gobiernos hablen y reflexionen acerca del cambio climático.

2.2 Protocolo de Kioto 2.2.1 El Problema del Costo de Cumplimiento de la Regulación Ambiental El costo económico de cumplir con la regulación ambiental ha sido la razón principal de la resistencia de los agentes regulados a limpiar de contaminantes el medio ambiente. Desde que los países industrializados empezaron a imponer sistemas regulatorios estilo comando y control4 en la década de los setenta, los agentes regulados se han resistido por los altos costos que han tenido que asumir. En la medida que las instituciones ambientales han incrementado el control en los diferentes sectores productivos, los costos de cumplimiento han aumentado notablemente en el margen y en el total. En las décadas de los ochenta y noventa muchos países vieron los costos de regulación ambiental subir por encima del 3% del PIB, reduciendo los índices tradicionales de productividad, utilidades y crecimiento económico. La reacción de los agentes regulados en todos los países del mundo ha sido fuerte y constante en contra del alto costo de la regulación tradicional. El desarrollo del Convenio de Cambio Climático refleja este proceso. La ratificación del Convenio por las Partes en 1994 y la propuesta inicial de metas se basaron en conceptos de comando y control: cada país tenía una meta de reducción específica y debía reducir sus emisiones “en su propia casa” con impactos significativos sobre sus economías. Respondiendo a las alarmas de sus sectores regulados, los países del Anexo I5 empezaron a buscar alternativas para reducir este costo en forma significativa, un proceso que resultó en: (a) posponer el período de cumplimiento desde el 2000 hasta el 2008 – 2012, y (b) la adopción de los Mecanismos de Flexibilidad del Protocolo de Kioto. Los Mecanismos de

4 Sistema de control en el cual una entidad central impone límites permisibles de emisión iguales o soluciones tecnológicas de control iguales en todas las fuentes sin considerar sus costos de cumplimiento. Cada fuente debe reducir emisiones en forma aislada e independiente. La rigidez y amplia variación de costos internos de descontaminación crearon altos costos de cumplimiento que causaba desbalances competitivos entre las fuentes. Muchas empresas con altos costos internos se negaron a cumplir y optaron por resistir política y jurídicamente el control, y muchas instituciones de regulación no tuvieron ni la capacidad técnica ni la capacidad policiva de forzar un cumplimiento generalizado. 5 En el contexto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, aquellas Partes que son países desarrollados y las demás Partes que son países que están en proceso de transición a una economía de mercado

4Flexibilidad son tres variantes de un sistema regulatorio “de mercado” llamado derechos negociables de emisión, que permite, reducir el costo de la regulación ambiental. 2.2.2 Principales Aspectos del Protocolo de Kioto

En su Artículo 3, establece claramente a aquellas Partes incluidas en el anexo I la obligación de asegurar que sus emisiones antropógenas agregadas, expresadas en dióxido de carbono equivalente, de los gases de efecto invernadero enumerados en el Anexo A, no excedan de las cantidades atribuidas a ellas, calculadas en función de los compromisos cuantificados de limitación y reducción de las emisiones consignados para ellas en el anexo B.

Adicionalmente en este mismo artículo, ya se define objetivo de reducción de emisiones de esos gases a un nivel inferior en, no menos, de 5% con respecto a 1990 en el período de compromiso comprendido entre el año 2008 y el 2012.

En este mismo artículo define el inicio del primer período 2005-2007, cuando dice que para el 2005 cada una de las Partes incluidas en el anexo I, deberá poder demostrar un avance concreto en el cumplimiento de sus compromisos contraídos en virtud del Protocolo.

En el artículo 6 establece el mecanismo de implementación conjunta, que consiste en que para cumplir los compromisos contraídos, toda Parte incluida en el anexo I podrá transferir a cualquiera otra de esas Partes, o adquirir de ella, las unidades de reducción de emisiones resultantes de proyectos encaminados a reducirlas por las fuentes o incrementar la absorción antropógena por los sumideros de los gases de efecto invernadero en cualquier sector de la economía.

En el artículo 12 define otra herramienta que le permitirá a las Partes afrontar la nueva exigencia y es el llamado mecanismo para un desarrollo limpio. El propósito del mecanismo para un desarrollo limpio es ayudar a las Partes no incluidas en el anexo I a lograr un desarrollo sostenible y contribuir al objetivo último de la Convención, así como ayudar a las Partes incluidas en el anexo I a dar cumplimiento a sus compromisos contraídos, cuantificados de limitación y reducción de las emisiones. En el marco del mecanismo para un desarrollo limpio,

las Partes no incluidas en el anexo I se beneficiarán de las actividades de proyectos que tengan por resultado reducciones certificadas de las emisiones; y las Partes incluidas en el anexo I podrán utilizar las reducciones certificadas de emisiones resultantes de esas actividades de proyectos para contribuir al cumplimiento de una parte de sus compromisos contraídos cuantificados de limitación y reducción de las emisiones.

En el Anexo A se define cuáles son los gases de efecto invernadero y los sectores/categorías de fuentes afectados por el protocolo entre los que se encuentra como sector, la energía, como fuente, la quema de combustibles, que afecta diversas industrias entre otras, la industria de la energía.

En el Anexo B aparecen listadas las Partes involucradas directamente y el compromiso cuantificado de limitación o reducción de las emisiones (% del nivel del año o período de base). Es acá donde aparece el compromiso conjunto de la Unión Europea de reducir sus emisiones un 8%. 3. MECANISMO DE ASIGNACIÓN DE EMISIONES 3.1 Observaciones generales

El comercio de derechos de emisión, puede llegar a ser un instrumento eficaz de protección del medio ambiente y, a su vez, el mecanismo de protección del medio ambiente que en menor medida afecta la competitividad de los sectores industriales obligados a participar en dicho mercado.

La limitación de las emisiones exigirá esfuerzos por parte de los productores, pero el comercio de derechos de emisión hará posible que las reducciones obtenidas posean una mejor relación costo beneficio.

La justificación económica fundamental del régimen de comercio de derechos de emisión es velar para que, las reducciones de las emisiones necesarias para lograr unos resultados medioambientales determinados previamente, se produzcan donde el costo de la reducción sea más bajo.

El resultado medioambiental global será como si ambas empresas utilizaran exactamente sus derechos de emisión, pero con la diferencia importante de que tanto las empresas compradoras como las vendedoras se beneficiarían de la

5flexibilidad brindada por el comercio, sin dañar al medio ambiente.

Tener que pagar por los derechos de emisión adicionales que puedan necesitarse es coherente con el principio de que “quien contamina paga”.

El comercio de emisiones se articula en torno a dos conceptos. El primero de ellos es el del “permiso” de emisión de gases de efecto invernadero requerido en todas las instalaciones cubiertas por el régimen. El segundo concepto es el de “derechos de emisión” de gases de efecto invernadero, expresado en toneladas métricas equivalentes de dióxido de carbono, por los que su titular estará facultado para emitir una cuota correspondiente de gases de efecto invernadero. Los derechos de emisión podrían ser transferidos, mientras que el permiso es un concepto inherente de una instalación determinada.

Hasta ahora se tienen definidas dos fases: la primera entre los años 2005 a 2007 la cual precede al primer período de compromiso del Protocolo de Kioto. En esta fase preliminar se espera adquirir la experiencia en el intercambio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, de modo que las Partes estarían preparadas para el comienzo del comercio internacional de derechos de emisión en virtud del Protocolo de Kioto a partir de 2008.

Durante la fase preliminar del año 2005 al año 2007, no habrá objetivos jurídicamente vinculantes que limiten las emisiones de gases de efecto invernadero en los Estados miembros. La segunda fase estará comprendida entre los años 2008 a 2012 que corresponde al primer período del Protocolo de Kioto.

3.2 Directivas europeas relativas al comercio de emisiones 3.2.1 Directiva 96/61/CE La Directiva 96/61/CE del Consejo de 24 de septiembre de 1996 relativa a la prevención y al control integrados de la contaminación, cuyo objeto y ámbito de aplicación son: prevenir y reducir la contaminación que procede de aquellas actividades enumeradas en el Anexo 1 del Protocolo de Kioto. La Directiva establece medidas para evitar, o en su defecto reducir, las emisiones de las citadas actividades a la atmósfera, el agua y el suelo, buscando la protección del medio ambiente como un todo.

3.2.1.1 Antecedentes La Directiva 96/61/CE tiene su origen en el Tratado Constitutivo de la Unión Europea, firmado en Roma el 25 de marzo de 1957 y que entró en vigor el 1 de enero de 1958. En el texto del Tratado se establece entre otros los siguientes principios: “La política de la Comunidad en el ámbito del medio ambiente tendrá como objetivo alcanzar un nivel de protección elevado, teniendo presente la diversidad de situaciones existentes en las distintas regiones de la Comunidad. Se basará en los principios de cautela y de acción preventiva, en el principio de corrección de los atentados al medio ambiente, preferentemente en la fuente misma, y en el principio de quien contamina paga”. 3.2.1.2 Principales aspectos relacionados con la asignación de derechos de emisión

Concesión de permisos para instalaciones nuevas y existentes.

En el artículo 18 se establecen valores límite para las emisiones comunitarias.

La Comisión tomará las medidas necesarias para que se establezca un inventario de las principales emisiones y fuentes responsables.

3.2.2 Directiva 2003/87/EC 3.2.2.1 Objeto Establecer un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en el interior de la Comunidad, con el fin de fomentar reducciones de las emisiones de estos gases de una forma eficaz en relación con el costo y económicamente eficiente. 3.2.2.2 Ámbito de aplicación No están incluidas las instalaciones o partes de instalaciones utilizadas para la investigación, desarrollo y experimentación de nuevos productos y procesos. Los valores umbral que figuran más adelante se refieren en general a la capacidad de producción o a la producción. Si un mismo titular realizara varias actividades de la misma categoría en la misma instalación o emplazamiento, se sumarían las capacidades de dichas actividades.

Actividades energéticas Instalaciones de combustión con una

potencia térmica nominal superior a 20 MW (excepto las instalaciones de residuos peligrosos o municipales)

Refinerías de hidrocarburos Coquerías

6Producción y transformación de metales férreos

Instalaciones de calcinación o sinterización de minerales metálicos incluido el mineral sulfurado.

Instalaciones para la producción de arrabio o de acero (fusión primaria o secundaria), incluidas las correspondientes instalaciones de colada continua de una capacidad de más de 2,5 toneladas por hora .

Industrias minerales Instalaciones de fabricación de cemento

sin pulverizar ("clinker") en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 500 toneladas diarias, o de cal en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día, o en hornos de otro tipo con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día.

Instalaciones de fabricación de vidrio incluida la fibra de vidrio, con una capacidad de fusión superior a 20 toneladas por 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 toneladas por 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 toneladas diarias 3.2.2.3 Gases Dióxido de carbono (CO2) Metano (CH4) Óxido nitroso (N2O) Hidrofluorocarburos (HFC) Perfluorocarburos (PFC) Hexafluoruro de azufre (SF6) 3.2.2.4 Períodos Contemplados

Primer período desde el año 2005 al año 2007

Segundo período desde el año 2008 al año 2012

3.2.2.5 Con respecto a las instalaciones A partir del 1 de enero de 2005, ninguna instalación involucrada podrá tener emisiones, salvo si su titular posee un permiso expedido por una autoridad competente, o si la instalación está temporalmente excluida. 3.2.2.6 Asignación y expedición de derechos de emisión

Para el primer período que comenzará el 1 de enero de 2005 hasta el 2007, cada Estado Miembro decidirá la cantidad total de derechos de emisión que asignará para ese período y la asignación al titular de cada instalación. Esta decisión se tomará al menos tres meses antes del principio del período y se basará en el plan nacional de asignación, teniendo debidamente en cuenta las observaciones del público.

Para el segundo período que comenzará el 1 de enero de 2008 hasta el 2012 y para cada período de cinco años subsiguiente, cada Estado Miembro decidirá la cantidad total de derechos de emisión que asignará para ese período e iniciará su proceso de asignación al titular de cada instalación. Esta decisión se tomará al menos doce meses antes del principio del período y se basará en el plan nacional de asignación del Estado Miembro, teniendo debidamente en cuenta las observaciones del público.

Las decisiones tomadas deberán ser conformes a los requisitos del Tratado de la Unión Europea. Al decidir la asignación, los Estados Miembros tendrán en cuenta la necesidad de dar acceso a los derechos de emisión a nuevos entrantes.

La autoridad competente expedirá una parte de la cantidad total de derechos de emisión cada año del período contemplado (2005-2007 o 2008-2012), a más tardar el 28 de febrero de dicho año.

3.2.2.7 Plan nacional de asignación

Para cada período contemplado, individualmente, los Estados Miembros elaborarán un plan nacional que determinará la cantidad total de derechos de emisión que prevé asignar durante dicho período y el procedimiento de asignación.

Para el primer período 2005 a 2007, el plan de asignación se publicará y se notificará a la Comisión y a los demás Estados Miembros a más tardar el 31 de marzo de 2004. Para los períodos

7subsiguientes, el plan se publicará y se notificará a la Comisión y a los demás Estados miembros al menos dieciocho meses antes del principio del período correspondiente.

Los planes nacionales de asignación se examinarán en el seno del Comité.

En un plazo de tres meses a partir de la notificación del plan nacional de asignación de un Estado Miembro, la Comisión podrá rechazar dicho plan, o cualquiera de sus elementos, por razones de incompatibilidad con lo establecido para dichos planes. La Comisión deberá motivar sistemáticamente su decisión de rechazar un plan o cualquiera de sus elementos.

3.2.2.7.1 Método de asignación Para el primer período que comenzará el 1 de enero de 2005 los Estados miembros asignarán gratuitamente como mínimo el 95% de los derechos de emisión. Para el segundo período que comenzará el 1 de enero de 2008, los Estados Miembros asignarán gratuitamente al menos el 90% de los derechos de emisión.

3.2.2.7.2 Criterios aplicables a los planes de asignación

La cantidad total de derechos de emisión por asignar durante el período pertinente, será compatible con la obligación del Estado Miembro de limitar sus emisiones, teniendo en cuenta, por un lado, el porcentaje de las emisiones globales que representan dichos derechos en comparación con las emisiones de fuentes no contempladas en la presente Directiva y, por otro, las medidas nacionales en materia de energía. Será coherente así mismo, con el programa nacional relativo al cambio climático.

La cantidad total de derechos de emisión por asignar 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.

El plan será coherente con los demás instrumentos legislativos y políticos comunitarios. Se tendrán en cuenta los aumentos inevitables de las emisiones resultantes de nuevos requisitos legislativos.

El plan incluirá información sobre la manera en que los nuevos entrantes podrán comenzar a participar en el régimen comunitario en el Estado miembro de que se trate.

El plan podrá contener medidas tempranas e incluirá información sobre la manera en que se tendrán en cuenta las medidas tempranas.

El plan incluirá información sobre la manera en que se tendrán en cuenta las tecnologías limpias, incluidas las tecnologías energéticamente eficientes.

El plan incluirá disposiciones sobre la formulación de observaciones por parte del público e incluirá información sobre las medidas gracias a las cuales se tendrán debidamente en cuenta dichas observaciones antes de tomar una decisión sobre la asignación de derechos de emisión.

El plan 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.

El plan podrá contener información sobre el modo en que se tendrá en cuenta la competencia de países o entidades exteriores a la Unión Europea.

3.2.2.8 Sanciones

Las sanciones previstas deben ser eficaces, proporcionadas y disuasorias.

Los Estados miembros velarán porque cualquier titular que no entregue suficientes derechos de emisión a más tardar el 30 de abril de cada año para cubrir sus emisiones del año anterior esté obligado a pagar una multa por exceso de emisiones. La multa por exceso de emisiones será de 100 euros por cada tonelada equivalente de dióxido de carbono emitido por la instalación para la que el titular no haya entregado derechos de emisión.

Durante el período de tres años que comenzará el 1 de enero de 2005, los Estados miembros aplicarán una multa de nivel inferior por exceso de emisiones, de 40 euros por cada tonelada equivalente de dióxido de carbono emitido por la instalación para la que el titular no haya entregado derechos de emisión.

El pago de la multa por exceso de emisiones no eximirá al titular de la obligación de entregar una cantidad de derechos de emisión equivalente a las emisiones excesivas al entregar los derechos de emisión correspondientes al año natural siguiente.

Con la aprobación de la Directiva que define el régimen para el comercio de derechos de

8emisión, se tienen definidas las reglas que las empresas deben adoptar para su participación en el nuevo mercado; ahora, el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNADE) pasa a tener un papel preponderante, ya que, de la definición de dicho plan, depende no solo la valoración cuantitativa del efecto sobre el sector eléctrico, sino el futuro de las empresas y de la industria en general. Es claro que a partir de la definición del PNADE, las empresas deberán reacomodar todas sus posiciones en el mercado: desde la operación pasando por el planeamiento en todos sus horizontes, hasta sus estrategias de cobertura financiera. En consecuencia, es estratégico para todas y cada una de las empresas del sector, participar activa y proactivamente en la definición del Plan Nacional de Asignación en España, jugándose así la última ficha que queda, para minimizar el impacto sobre el margen de las empresas en particular y del sector en general, al entrar en vigencia el mercado de emisiones. 3.3 SITUACIÓN EN ESPAÑA: En España, a comienzos del año 2003, se inició un trabajo liderado desde el gobierno, a través del Ministerio del Medio Ambiente, para la definición del PNADE. Para apoyar este trabajo, el Ministerio del Medio Ambiente solicitó la colaboración de la Universidad Autónoma de Madrid –UAM- con los siguientes objetivos principales:

Diseñar la metodología para la asignación de derechos de emisión de gases con efecto invernadero, para la elaboración del PNADE español, acorde con la legislación vigente.

Acompañamiento y asesoría a la representación española en todos los actos celebrados con respecto al tema.

En febrero de 2003 se recibió un primer informe de metodología, que es una parte básica utilizada para la evaluación de este trabajo. El equipo de trabajo de la UAM está liderado por: Antonio Pulido y Emilio Fíntela. El equipo conformado es parte del Instituto Universitario Lawrence. R. Klein (Centro Stone) de la UAM. 3.4 ESTUDIO DE LA UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE MADRID 3.4.1 Conceptos aplicados en el estudio

El CO2 es un nuevo “bien económico” caracterizado por una situación de escasez.

El mercado de derechos de emisión estará conformado por una oferta de derechos acotada por los techos acordados en Kioto, lo que configurará una situación de escasez de CO2 que hará que se creen mecanismos de intercambio (compraventa) de los derechos que den lugar a un precio de los mismos.

El CO2 se constituye en una nueva materia prima indispensable para algunas actividades productivas.

Desde ahora, las empresas incluirán las necesidades y el precio del CO2 en sus funciones de producción y por lo tanto en sus decisiones de cambio tecnológico y una gestión eficiente de las emisiones de CO2 constituirá un factor de competitividad adicional.

Las ventajas del mercado de emisiones sobre la alternativa del racionamiento puro han sido claramente analizadas por la teoría microeconómica:

o El costo marginal de una tonelada de CO2 será el mismo para todas las empresas e igual al precio.

o El resultado confirma que el mercado de emisiones es mejor que el racionamiento para todas las empresas y por ende para la economía nacional.

o Además, es independiente de las cantidades iniciales de permisos, que al final no se modifican; únicamente lo hacen entre las empresas.

La autoridad que establece el mercado tiene que determinar las empresas (o instalaciones) obligadas por la reducción -y que por lo tanto podrán participar en el mercado de derechos- y dispone de numerosas posibilidades a la hora de asignar los derechos de emisión a estas entidades participantes.

La diferencia fundamental en la forma de distribución de permisos se establece entre las fórmulas de subasta y las fórmulas de reparto gratuito (grandfathering). En el primer caso, la autoridad reguladora subasta los permisos que son adquiridos por el mejor postor, debiendo las empresas (o instalaciones), pujar por esos derechos y desembolsar la cantidad de dinero correspondiente. En el segundo caso, las empresas no tienen que realizar desembolso alguno pues los derechos se distribuyen gratuitamente.

En el método de distribución gratuita existe una serie de aspectos y elementos sobre cuya inclusión en un sistema de

9asignación de derechos a nivel nacional debe tomarse una decisión:

o Métrica de la asignación. La asignación de derechos puede estar basada en las emisiones (toneladas de emisiones de CO2) o, alternativamente, en el input de combustible (por ejemplo, kilojulios de combustible) o incluso en la producción (por ejemplo, kWh de producción de electricidad). La elección de una u otra métrica puede depender de varios factores, entre ellos del sector que se esté considerando y de la disponibilidad de datos.

o Año base para la asignación. Puede utilizarse un año único, una media de años recientes o los valores máximos de años recientes para distribuir los permisos. Debido a que la distribución gratuita que utiliza un único año provoca que la asignación sea vulnerable a las fluctuaciones interanuales puede ser recomendable utilizar una media de varios años en lugar de uno solo como año de referencia.

o Emisiones directas e indirectas. Debe decidirse si se conceden derechos sólo por las emisiones directas de cada planta o si, además de las emisiones directas, se consideran también las emisiones indirectas (lo que supondría tener en cuenta también las emisiones estimadas derivadas del consumo de la electricidad y el calor utilizados en la planta). Aunque ambos sistemas tienen ventajas y desventajas, la inclusión de las emisiones indirectas puede generar complicaciones adicionales y reducir la consistencia del sistema.

o Tratamiento de las actividades previas de reducción de emisiones. Las empresas pueden haber realizado esfuerzos importantes de reducción de las emisiones con anterioridad a la implantación del sistema de derechos de emisión. Se trata por tanto de encontrar una fórmula para premiar a estas empresas por dichas actividades sin que al mismo tiempo se generen distorsiones que pongan en peligro la consistencia del sistema. Algunos autores proponen conceder derechos adicionales a las plantas que reducen las emisiones antes de que el programa comience pero después de

que se establezcan las asignaciones a partir del año base escogido para basar las asignaciones.

o Tratamiento de los costos de encallamiento. Las empresas toman sus decisiones de inversión en un contexto legal determinado. La adopción de las tecnologías depende, por lo tanto, de los incentivos que suministra ese marco normativo. Cuando éste cambia, la empresa puede tener que modificar sus procesos productivos como consecuencia de las nuevas regulaciones. Esto puede provocar que las empresas incurran en costos adicionales no previstos. Los costos de encallamiento son precisamente los costos relacionados con la sustitución de las inversiones realizadas sin el conocimiento de la aplicación de subsiguientes instrumentos de política. En los sistemas de permisos, las empresas ya establecidas pueden incurrir en costos de encallamiento, pues han realizado inversiones antes de la introducción del sistema de permisos. Por ello, podría plantearse cómo compensar a los propietarios de las plantas existentes por los costos que sufren como consecuencia de la sustitución de sus equipos de producción por la aplicación del nuevo sistema.

o Nuevas empresas / instalaciones. Nuevas empresas (y, por lo tanto, nuevas instalaciones) pueden entrar al mercado con posterioridad al establecimiento del año base (en la distribución gratuita). También puede ocurrir que las empresas ya implantadas abran nuevas plantas. Estas plantas ni han producido ni han emitido en el pasado, por lo que, en el sistema técnico de distribución gratuita no se les podía asignar derechos, pues la asignación se basa en un nivel de emisiones (o de producción) en un año base. Por lo tanto, podría reservarse una determinada cantidad de permisos para las nuevas fuentes (por ejemplo, un porcentaje de los derechos asignados en un determinado año para un sector, corregido por el crecimiento del mismo).

o Reservas de derechos de emisión para determinadas actividades de reducción de las emisiones. Podría tomarse la

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decisión de incentivar especialmente la realización de determinadas actividades de reducción de la contaminación (por ejemplo, las actividades de eficiencia energética por el lado de la demanda).

3.4.2 Método de asignación Utilizar repartos proporcionales a partir de los comportamientos pasados de las instalaciones (sus consumos de inputs energéticos primarios, sus producciones o sus emisiones), o con base en comportamientos futuros. Este criterio de asignación según las emisiones observadas en el pasado se conoce como grandfathering (distribución gratuita). En principio supone tomar las emisiones de un año de referencia más o menos lejano (p. ej. 1990 ó 2000) o un promedio de un período (p. ej. 2000-2002) y corregir su nivel por los incrementos esperados de producción y por un factor de ajuste al techo establecido, en principio común a todas las instalaciones de una misma actividad. Por ejemplo, si el año tomado como referencia fuese el 2000 y se quisiera establecer los derechos para una instalación en el 2005, podría calcularse como:

3.4.3 Análisis del método utilizado Intervienen la variable tiempo y la métrica. La infinidad de alternativas que pueden ser consideradas hace que los resultados distributivos sean teóricamente ambiguos. Es obvio que, por ejemplo, si se utilizan datos de emisiones alejadas en el pasado se beneficiará a los que han reducido sus emisiones posteriormente y si se utilizan datos de proyecciones de producción (incluyendo nuevos productores) se proporcionarán ventajas competitivas a aquellas empresas productivamente más dinámicas o con nuevas tecnologías más eficientes. Considerando que en el caso del nuevo mercado europeo se incluyen actividades de muy diversa índole, con productos que no siempre son uniformes y en todo caso son incomparables entre sectores, o con pesos relativos de CO2 muy diferentes (lo que influye en las necesidades y posibilidades de cambios tecnológicos), es muy probable que en el interés empresarial y nacional, la autoridad que proceda a la asignación tenga que adoptar métodos diferentes para determinados segmentos del conjunto de actividades e

instalaciones para mitigar los posibles efectos distributivos negativos. Conviene señalar al respecto que, según el sector y el tipo de empresa, las tres grandes opciones que existen para la reducción de emisiones son las siguientes:

La mejora directa de la eficiencia en CO2, en particular modificando los procesos productivos

El cambio de la estructura de los inputs energéticos (es decir, cambios en el tipo de combustible consumido), y

La reducción de la producción Todas las opciones ofrecen posibilidades muy diferentes. Así, en el caso de la energía eléctrica, la sustitución del carbón por el gas natural en las centrales térmicas será un factor importante en el proceso de reducción de emisiones de CO2 mientras que en otros sectores que emiten, por la naturaleza de sus procesos productivos, el objetivo central será la búsqueda de una mayor eficiencia en CO2 y en ciertos casos de una modificación del proceso.

3.4.4 Planteamiento general de la metodología del PNADE: La filosofía adoptada desarrolla una metodología en cascada donde se supone como punto de partida que la condición inicial de cualquier esquema de asignación es su adaptación al “cap-and-trade-system6”. Luego, el sistema debe definir cuáles serán las instalaciones que deben solicitar permisos de emisión y participación en el mercado y, por último, se debe diseñar el mecanismo de distribución.

Derechos a conceder 2005 = Emisiones 2000 * (Producción 2005/Producción 2000) * Factor de corrección de techo

Lo anterior define claramente tres etapas diferenciadas una de otra en la desagregación de los participantes del proceso, teniendo perfectamente claro que las tres etapas están relacionadas y afectan al sistema en general. Las tres etapas se han denominado de la siguiente forma: 3.4.4.1 Nivel macro Establecimiento de un tope de emisión global para los sectores afectados por la Directiva. Será preciso determinar el nivel aceptable de emisiones en el período 2005-2007 compatible con los compromisos de Kioto y asignar la participación de las actividades afectadas por la Directiva. Establecer este total implica repartir el techo de emisiones español:

6 cap-and-trade-system: sistema de comercio de derechos de emisión basado en la determinación previa de un techo a las emisiones (cap)

11emisiones de 1990 más el 15% entre las emisiones contempladas en la directiva y las que no se citan. Dada la multiplicidad de resultados esperados hay que analizar diversos escenarios de decisión, identificar sus consecuencias e ir revisando y perfeccionando el procedimiento de asignación. 3.4.4.2 Nivel meso Reparto por actividades o tipos de instalaciones. Una vez definido el techo de las emisiones totales para las actividades e instalaciones incluidas en la Directiva, para el año 2005-2007, se contemplará su distribución entre las diferentes actividades. Como la Directiva cubre sectores muy diversos, la métrica más realista son las emisiones de CO2 . Una vez establecida la serie histórica de emisiones de CO2 de las actividades, será necesario utilizar esta información para la distribución del techo total de la Directiva. 3.4.4.3 Nivel micro Consiste en repartir cada tope sectorial a nivel de instalaciones. Se requiere que previamente hayan sido repartidos por sectores los derechos. Esta asignación por instalación permite obtener las ventajas de un sistema de mercado de derechos de emisión, entre ellas, la eficiencia en costos y la flexibilidad para la empresa. Por lo tanto, pueden ser vendidos y comprados en función de los intereses y características de las empresas que han asumido compromisos de reducción. Los permisos de emisión no son creados por las empresas sino que le son asignados. La Directiva afecta a sectores productivos con costos de reducción diferentes. Esto puede justificar la utilización de métodos de asignación que sean diferentes de un sector a otro y se adapten mejor a las características y a los datos disponibles en cada sector. Esto podría evitar o mitigar que haya una carga desproporcionada para determinadas empresas y permite tener en cuenta otros aspectos, como por ejemplo, la llegada de nuevos entrantes y la posibilidad de premiar a las empresas que hayan realizado previamente esfuerzos por reducir sus emisiones.

En todo caso, la asignación a nivel de instalación debe tener en cuenta los siguientes criterios: simplicidad, eficacia, subsidiariedad y transparencia.

4. ANÁLISIS CUANTITATIVO DEL PROBLEMA Para evaluar los efectos económicos sobre los diferentes agentes del sector eléctrico español se tiene en consideración que:

El sector eléctrico está obligado a participar en el mercado de emisiones de CO2, que tiene como contexto regulatorio, la Directiva 2003/87/EC de Comercio de Emisiones.

Cada agente observará una modificación en sus costos de explotación (debido a la compra de derechos), ingresos de explotación (modificación del precio del mercado organizado) y sus ingresos debido a la posibilidad de recibir derechos de emisión sin costo.

Existe una propuesta de metodología que permitirá conocer a los agentes del sector eléctrico español, la cantidad de derechos con los cuales cada uno de ellos entrará a participar en el nuevo mercado.

La siguiente parte del trabajo se dedicará a cuantificar los derechos disponibles para el sector eléctrico dadas las hipótesis de reparto propuestas en la metodología de la UAM, para lo cual se utilizará una base histórica y se realizarán las proyecciones futuras. Para obtener los datos futuros se utilizó el modelo de explotación de recursos de generación llamado VALORE. Es un modelo que sirve de apoyo para la toma de decisiones estratégicas de explotación de los recursos de producción de los agentes generadores, en un sistema eléctrico como el español. Debido a que el sistema eléctrico está conformado por pocos agentes y que pueden ejercer poder de mercado, el modelo se utilizó suponiendo un comportamiento oligopolístico de los productores y las variables de decisión con un comportamiento continuo dado el objetivo del análisis, que era el efecto que sobre el mérito en el despacho tendría la inclusión del mercado de CO2. El presente modelo simula el comportamiento del mercado mayorista eléctrico español bajo condiciones de competencia entre las empresas. Se le llama centralizado porque por la teoría marginalista se demuestra que, bajo ciertas hipótesis, la resolución del equilibrio de mercado de un mercado bajo condiciones competitivas es equivalente a la que se obtiene con la resolución del equilibrio de mercado en un mercado centralizado. El modelo centralizado es un modelo basado en la satisfacción de la demanda a mínimo costo, de manera que el precio viene

12determinado por el costo marginal del generador más caro necesario para suministrar la demanda. Se trata de un modelo de horizonte anual, determinista y de nudo único, es decir, se supone conectada toda la generación y toda la demanda en un único nudo de forma que no se consideran las pérdidas en las líneas ni las restricciones debidas a la capacidad de las líneas de transporte, con lo que los precios de retribución a la generación coinciden con los de pago a la demanda, caso bastante parecido a lo que ocurre en el sistema eléctrico español. El horizonte anual considerado se divide en periodos (12 meses), subperiodos (laborable y festivo) y bloques en función de la carga (punta, llano y valle). En este modelo los aportes mensuales son introducidas de forma determinista. Las centrales hidráulicas se desglosan según los grupos empresariales a los que pertenecen cambiando todas las restricciones hidráulicas del modelo para adaptarlas a esta situación y se introducen los intercambios de energía a través de las interconexiones. El modelo está programado con el lenguaje de optimización GAMS (General Algebraic Modeling System) en su versión 20.1. El Solver utilizado para la resolución del mismo ha sido el CPLEX. 5. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS Antes de abordar la metodología de análisis empleada, vale la pena traer a la memoria dos aspectos fundamentales: primero, el objetivo del trabajo y segundo, el supuesto hecho sobre el comportamiento de los agentes para la realización del análisis:

Objetivo: determinar la variación que puede tener el Margen de Contribución7 de las empresas eléctricas debido a la incorporación del nuevo mercado de emisiones de CO2.

Supuesto: todas las empresas ya tienen definido su plan de inversión y por lo tanto se estudiarán solamente las variaciones que pueda sufrir el Margen de Contribución debido a modificaciones en la explotación de las instalaciones de producción.

7 Margen de Contribución: Resultado que se obtiene de la diferencia entre ingresos y costos totales

5.1 Definición de 1MC∆ En este trabajo se llamará al efecto que sobre el margen de contribución de las empresas va a tener la existencia del mercado de CO

1MC∆

2 sin entrar todavía a considerar los derechos asignados. Mide los derechos necesarios para que el MC∆ = 0

Se tiene que: ( )∑∑ −=

i hihi CVCMgECOMC

h2sin

( )

21

22

2sin COconMCCOMCMC

COCVCVgCMECOconMCi h

iihi h

−=∆

−−′′=∑∑

Donde:

2sinCOMC margen de contribución sin CO2

2COconMC : margen de contribución con CO2

hiE :es la energía producida por cada grupo i en la hora h

hCMg : costo marginal del sistema para cada hora h

iCV : costo variable combustible y no combustible (sin el

costo de CO2) para cada grupo i

2COCVi : costo variable adicional para cada grupo i de

por su requerimiento de emisión de CO2

5.2 Definición de 2MC∆ Se llamará 2MC∆ al efecto que sobre el margen de contribución de las empresas tendría la asignación de derechos que realice el regulador. El efecto se medirá utilizando cada una de las metodologías propuestas por la Universidad Autónoma de Madrid. El resultado observado será la diferencia entre los derechos requeridos y los asignados con cada metodología.

Gráficamente la metodología empleada es la siguiente:

VALORE

Versión 4.5

Datos

PNADEDATOS HISTÓRICOS

PNADE

MC1= f (CO2) MC2= f (PNADE)

∆MC1

DATOS FUTUROS

∆MC2

VALORE

Versión 4.5

VALORE

Versión 4.5

Datos

PNADE

Datos

PNADEDATOS HISTÓRICOS

PNADE

MC1= f (CO2) MC2= f (PNADE)

∆MC1

DATOS FUTUROS

∆MC2

13 La metodología se puede dividir en dos grandes partes en lo correspondiente al aspecto analítico:

Una parte consiste en la cuantificación de los escenarios propuestos por la UAM, en su primer informe de metodología, del Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión para España de febrero de 2003. El resultado que se obtiene de esta primera parte, es la participación porcentual de cada una de las Empresas en el total de toneladas de CO2 que vayan a ser asignadas para el sector eléctrico español. Este reparto es “ciego” frente a la cobertura de costos de las empresas productoras.

La segunda parte del trabajo analítico, consiste en determinar cuál sería la asignación requerida por las empresas del sector eléctrico para quedar indemnes en su margen de contribución frente al nuevo requerimiento de reducción de emisiones de CO2. Para determinar el requerimiento de indemnidad se estudian tres casos. En esta segunda parte no se considera límite alguno de la cantidad de derechos asignada, su objetivo es precisamente determinar cuál es la cantidad de derechos de emisión requeridos por las empresas para que no se vea afectado su margen de contribución debido a las nuevas exigencias ambientales relacionadas con el CO2.

La descripción de los tres casos considerados se basa en un análisis del margen de contribución de cada agente, que en términos generales se puede definir como:

Caso 1: El mercado eléctrico organizado

opera sin limitaciones y se hace un balance económico como si España fuera una sola empresa integrada horizontalmente a nivel de producción. Esto equivale a igualar para todo el sector eléctrico español los mayores ingresos de I1 + I2 con los mayores costos de C2, es decir: ∆ I1 + ∆ I2 = ∆ C2

Caso 2: Cobertura del costo debido a la compra de la totalidad de los derechos de emisión de CO2, para cada una de las tecnologías, sin considerar el aumento del

precio de la electricidad. Esto equivale a igualar para cada grupo generador las variaciones de : ∆ I2 = ∆ C2

Caso 3: Compensación requerida por las plantas de carbón y fuel bajo el supuesto que no observan el mayor precio del pool debido a la existencia de los CTC´s. Esto equivale a igualar, para las plantas de carbón y fuel, las diferencias ∆ I2 = ∆ C2. En este caso se excluyen los ciclos combinados ya que se asume que para estos casos ∆ I1 = ∆ C2 (Es decir que el aumento del precio del mercado organizado cubre la totalidad del costo del CO2).

5.3 Fuentes utilizadas para la creación de la base de datos 5.3.1 Información Histórica Se recopiló la siguiente información histórica de las unidades del sistema para el período comprendido entre el año 1990 y el 2002:

Nombres de las unidades térmicas que componen el sistema, divididas por tipo de tecnología y empresas propietarias.

Participación porcentual de las empresas en aquellas centrales con propiedad compartida.

Tipo de combustible principal utilizado. Fecha de entrada en operación comercial. Capacidad histórica de las unidades. Producción en barras de alternador. Factores de emisión. Se calculó el factor de utilización histórico

de las centrales. Las fuentes utilizadas para la recopilación de dicha información fueron:

UNESA. Red Eléctrica de España. Comisión Nacional de Energía.

5.3.2 Información Futura El análisis se realizó para dos años: 2006 y 2010. Estos años se definen como representativos en concordancia con el primero y segundo períodos definidos en la Directiva Europea del comercio de emisiones recientemente aprobada. Para obtener la base de datos futura se utilizó un modelo de explotación. Se inició con un caso base analizando las condiciones esperadas, tomando como referencia el informe de MINECO de sep/2002. Sobre este caso base se plantearon sendas hipótesis, cada una de las cuales corresponde a las sensibilidades. Tanto del caso base como de las sensibilidades (6 en total) se hicieron dos corridas: una, considerando que no existe el

14

1MC

mercado del CO2 y otra, considerando el costo del CO2

.. Con los datos obtenidos se calculó por una lado, la segunda parte del trabajo analítico que consiste en determinar cuál sería la asignación requerida por las empresas del sector eléctrico para quedar indemnes en su margen de contribución frente al nuevo requerimiento de reducción de emisiones de CO2. Y, por otro lado, se aplicará la metodología propuesta por la Universidad Autónoma de Madrid la cual se describirá enseguida. 5.3.3 Escenarios de Asignación Propuestos por la Universidad Autónoma de Madrid La universidad propone tres parámetros en función de los cuales se realizará el reparto, estos valores están asociados a antecedentes históricos o futuros que en particular incluyen: las emisiones, la producción y un factor de eficiencia histórico.

Escenario 1: la asignación se hace a prorrata de la producción histórica de los grupos.

Escenario 1 BIS: la asignación se hace a prorrata de las emisiones históricas de cada grupo.

Escenario 2: la asignación se hace a prorrata de la producción futura por grupo.

Escenario 2 BIS: la asignación se hace a prorrata de las emisiones futuras para cada grupo.

Escenario 3: la asignación se hace utilizando una combinación entre un factor de eficiencia histórico y la producción futura por grupo.

6. ANÁLISIS Y RESULTADOS 6.1 Consideraciones generales Antes de presentar los resultados obtenidos es necesario tener presente las siguientes consideraciones:

Las sensibilidades fueron realizadas una a la vez sobre el caso base, es decir, todas las demás variables se mantuvieron fijas y sólo se cambió la variable correspondiente a la sensibilidad deseada.

Para determinar la cantidad de derechos asignada a cada grupo del sistema en los escenarios 1 y 1BIS propuesto por la Universidad Autónoma de Madrid, se tomó como referencia el año 1990. La misma referencia, el año 1990, fue utilizada en el escenario 3 para calcular el factor de eficiencia histórico.

En seguida se presentarán los resultados que se obtuvieron utilizando la base histórica y la obtenida para los años 2006 y 2010 utilizando

el modelo de explotación alimentado con la base de datos actualizada con los valores esperados de los parámetros del sistema. 6.2 Impacto en la variación del margen de contribución ∆

En la siguiente tabla se muestra el efecto, para cada una de las empresas, de la existencia del mercado de CO2 medido como aquella parte del costo del CO2 no cubierto por el aumento de precio del mercado organizado de electricidad. El resultado muestra que para aquellas empresas con gran componente térmico, el impacto negativo sobre el margen es mayor, producto del incremento en la parte variable del costo no cubierto. Es importante tener en cuenta que los resultados muestran el resultado global por empresa, es decir, que en el cálculo se incluye el efecto negativo para aquellas tecnologías que ven incrementado su costo variable y el efecto positivo de aquellas tecnologías cuyo costo variable permanece inalterado, sin embargo su ingreso aumenta debido a la inclusión del precio del CO2 en el mercado de electricidad.

Tabla 1: Impacto sobre 1MC∆

M.C. sin CO2 M.C. con CO2 ∆ MC1 M.C. sin CO2 M.C. con CO2 ∆ MC1

ENDESA 2118 2092 2219 2197IBERDROLA 1470 1470 1 1597 1618 21U. FENOSA 576 570 629 624

H.CANTABRICO 243 234 273 257VIESGO 66 63 77 96 20OTROS 297 295 392 404 12

TOTAL ESPAÑA 4769 4723 5187 5197 10

EVALUACIÓN DEL IMPACTO SOBRE EL MARGEN DE CONTRIBUCIÓN ( M€ )

EMPRESAAÑO 2006 AÑO 2010

Lo que puede leerse de los resultados es lo siguiente:

El déficit de cada empresa en M€ es el valor que aparece en la columna ∆ MC1

En el supuesto de que el precio del CO2 es de 10€/ton, entonces el requerimiento de derechos de emisión por empresa es ese valor, dividido por 10.

Existen empresas cuyo margen se ve favorecido y obtienen de la nueva condición del mercado beneficios extraordinarios (windfall profits).

Hay dos grupos de empresas: unas que mantienen en el tiempo la misma condición de déficit y otras que pasan al grupo de las favorecidas con beneficios extraordinarios. Estos beneficios podrían tener su origen en costos marginales impuestos por unidades térmicas de carbón.

Observando en la tabla 1 el total para España, los 46 M€ obtenidos como déficit,

-26 -22

-6 -5 -9 -16 -4 -2

-46

15son el resultado de explotar el sistema con un despacho centralizado y por tanto responden al supuesto de que el sector eléctrico español es una sola empresa y puede hacerse un balance agregado; la realidad es que existen diversas empresas con decisiones de explotación que responden a la existencia de un mercado y que poseen ‘mix’ muy diferentes de producción y, por supuesto, de diferentes dueños que dificultan que este resultado sea aplicable.

6.3 Análisis de indemnidad económica Recuérdese que se van a evaluar tres casos diferentes que pretenden mostrar la banda en cantidad de derechos que requeriría el sector y las empresas en particular.

El análisis no pretende realizar un estudio tarifario, sólo busca bajo hipótesis gruesas del mercado organizado, determinar cuál sería el requerimiento de derechos de emisión para que las empresas no vean afectado su margen de contribución.

Tabla 2: Análisis de Indemnidad

6.3.1 Caso 1 Corresponde al supuesto de que el sector eléctrico es una sola empresa, que el mercado opera sin limitaciones y puede hacerse un balance económico agregado sin ninguna consideración. Como se dijo anteriormente es un resultado que esconde toda la realidad del sector y puede llevar a las empresas a tener serios problemas económicos poniendo en peligro la confiabilidad del sistema. Con este resultado se diría que el sector eléctrico español sólo requiere 4.7 millones de toneladas de CO2 en el año 2006 para cubrir el requerimiento de derechos, lo cual dista mucho de ser la realidad, tal como lo veremos con los casos 2 y 3. 6.3.2 Caso 2 En este caso se tomó la producción por grupo, propuesto por el modelo VALORE para cada uno de los años analizados y se encontró la cantidad de derechos requeridos por las empresas, con lo cual si se asume un precio de 10€/ton de CO2, el resultado de multiplicar

el requerimiento total de derechos de emisión por su precio, es el costo en el que incurrirían las empresas debido a la compra de la totalidad de los derechos de emisión de CO2. Con este caso se determinó que la cantidad de derechos requeridos por el sistema para quedar indemnes frente a la nueva restricción es de: 82.7 Mton de CO2 para el 2006 y de 82.1 Mton de CO2 para el 2010. 6.3.3 Caso 3 El tercer análisis consistió en identificar la compensación requerida por las plantas de carbón y fuel bajo el supuesto que no observan el mayor precio del pool debido a la existencia de los CTC´s. Las empresas globalmente requieren una menor cantidad de derechos debido a que sus ciclos combinados sí perciben el mayor precio del pool, con el cual pueden ir al mercado a comprar sus derechos requeridos. Con este caso se determinó que la cantidad de derechos requeridos por el sistema para quedar indemnes frente a la nueva restricción es de: 69.1 Mton de CO2 para el 2006 y de 63.2 Mton de CO2 para el 2010.

caso 1 caso 2 caso 3 caso 1 caso 2 caso 3ENDESA 2.6 46.5 41.9 2.2 47.4 40.1

IBERDROLA

Hasta este momento sólo se han determinado las cantidades requeridas de derechos bajo hipótesis de comportamiento del mercado. La siguiente parte del trabajo consistió en aplicar la metodología de asignación de derechos propuesta por la Universidad Autónoma y ver el efecto sobre el margen de las empresas al aplicar diferentes metodologías de reparto, dados los requerimientos identificados anteriormente. 6.4 Derechos asignados con la metodología U.A.M.

Reparto si se asigna los derechos requeridos por el SEE bajo el supuesto de que España se comporta como una sola empresa. ( año 2006: 4.7 Mton CO2 , año 2010: 4.3 Mton CO2)

Tabla 3: Derechos asignados

-0.1 -2.1

-2.0 -1.2 -1.0

7.9 5.8 7.7 3.6U. FENOSA 0.6 12.8 10.8 0.5 12.2 10.0

H.CANTABRICO 0.9 8.0 6.6 1.6 6.6 5.5VIESGO 0.4 2.5 2.5 3.0 2.5OTROS 0.2 5.0 1.5 5.2 1.4

TOTAL ESPAÑA 4.6 82.7 69.1 82.1 63.2

EMPRESA

ANÁLISIS DE INDEMNIDAD ECONÓMICA ( Mton CO2 ) (Supuesto 10€/tonCO2)

AÑO 2006 AÑO 2010

AÑO 2006 AÑO 2010ENDESA 2.6 2.2

IBERDROLA 0.0 0.0U. FENOSA 0.6 0.5

H.CANTABRICO 0.9 1.6VIESGO 0.4 0.0OTROS 0.2 0.0

TOTAL ESPAÑA 4.7 4.3

DERECHOS CUANDO SE CONSIDERA A ESPAÑA COMO UNA SOLA EMPRESA (Mton CO2)

EMPRESA Caso 1

16En este caso se asignan los derechos que se identificaron como requeridos por las empresas suponiendo que en el sector eléctrico español se logra una compensación entre las diferentes tecnologías que lo conforman, obteniendo un requerimiento muy bajo de derechos de emisión para el global del sector. El resultado significa que aquellas empresas cuyo impacto es positivo se vieron favorecidas a través del mercado de la inclusión del costo del CO2 en el precio de los agentes que participaron en el mercado, por lo cual no requieren asignación de derechos pues a través del mercado recuperaron los mayores costos en que incurrieron, producto de la compra de sus derechos; para aquellas que tuvieron impacto negativo –es decir, identificaron un déficit en su margen de contribución–, deben recibir los derechos para hacer que su impacto llegue a cero. Bajo este supuesto el requerimiento para el total de España es de 4.7 Mton CO2 para el año 2006 y de 4.3 Mton para el año 2010. Como ya se ha dicho, el supuesto de que España requiere los derechos resultantes descritos anteriormente supone que debería existir un mecanismo que garantice una compensación entre las diferentes tecnologías o entre las empresas. Si la compensación se hace entre tecnologías podría llegar a desincentivar la entrada de tecnologías eficientes al mercado porque éstas verían que hay una parte de sus ingresos que recibieron del mercado que deben devolver al sistema por el mecanismo de compensación existente para la compra de derechos. Impacto en el margen de las empresas Se mide el impacto económico para cada empresa en el supuesto de que repartan los derechos según el Caso 1 (suponiendo que el regulador desea minimizar los derechos asignados al sector eléctrico) y tenga que cubrir el nivel de costo del Caso 3.

Tabla 4: Derechos totales requeridos

6.4.1 Reparto si se asigna el 100% de las emisiones esperadas para el SEE ( año 2006: 82.7 Mton CO2 , año 2010: 82.1 Mton CO2)

En la tabla 5 se muestra lo que le correspondería a cada empresa, en Mton de CO2, si se repartiera bajo cada una de las hipótesis planteadas en el estudio de la Universidad Autónoma de Madrid.

ESCENARIO 1 ESCENARIO 1BIS ESCENARIO 2 ESCENARIO 2BIS ESCENARIO 3

ENDESA 46.4 46.7 42.2 46.5 50.7

Tabla 5: Derechos asignados con la metodología de la U.A.M.

6.4.1.1 Impacto económico en el margen de contribución de las empresas Una vez determinado en cada escenario la cantidad de emisiones asignadas, según las metodologías de reparto de la Universidad Autónoma de Madrid (tabla 5), se puede determinar el impacto económico sobre el margen de contribución de las empresas ∆MC2. Este valor se calculará como la diferencia, en Mton CO2, entre las emisiones esperadas (Tabla 2, Caso 2, años 2006 y 2010) y los derechos asignados según lo indicado en la tabla 5.


EMPRESA AÑO 2006 AÑO 2010ENDESA -39.2 -38.0

-10.3 -9.5 -5.7 -3.9 -2.1 -1.3

-58.6 -51.3

IBERDROLA 7.3 7.1 9.1 7.9 7.2U. FENOSA 13.6 13.7 12.6 12.8 13.5

H.CANTABRICO 10.4 10.3 8.1 8.0 8.3VIESGO 4.9 4.9 2.0 2.5 3.1OTROS 0.0 0.0 8.6 5.0 0.0

TOTAL ESPAÑA 82.7 82.7 82.7 82.7 82.7


ENDESA 46.1 46.4 41.9 47.4 52.5ERDROLA 7.3 7.0 10.8 7.7 5.0

NOSA 13.5 13.6 11.5 12.2 13.6H.CANTABRICO 10.3 10.2 6.3 6.6 7.5

VIESGO 4.9 4.9 2.9 3.0 3.4OTROS 0.0 0.0 8.6 5.2 0.0

TOTAL ESPAÑA 82.1 82.1 82.1 82.1 82.1

AÑO 2010

AÑO 2006PRESA

ASIGNACIÓN DE DERECHOS CON LA METODOLOGÍA U.A.M. (Mton CO2)


PRESA

IBU. FE

EM

EM

CASO 2AÑO 2006 ESCENARIO 1 ESCENARIO 1BIS ESCENARIO 2 ESCENARIO 2BIS ESCENARIO 3

ENDESA -0.01 -4.20 -0.57 -0.84 1.23 -0.69

-0.22

-0.53 -5.02 -5.02 3.62 -5.02

-1.25 -1.00 -5.47 0.00-0.43 -0.70 3.12 -2.75

-0.63 -0.35 -0.11

-5.21 -5.21 3.43 -5.21

0.24 0.00 4.20IBERDROLA 0.00U. FENOSA 0.71 0.87 0.00 0.62

H.CANTABRICO 2.45 2.34 0.10 0.00 0.29VIESGO 2.45 2.41 0.00 0.60OTROS 0.00

TOTAL ESPAÑA 0 0 0 0 0

CASO 2ÑO 2010 ESCENARIO 1 ESCENARIO 1BIS ESCENARIO 2 ESCENARIO 2BIS ESCENARIO 3

ENDESA 5.18ERDROLA 0.00

NOSA 1.29 1.45 0.00 1.48H.CANTABRICO 3.73 3.63 0.00 0.93

VIESGO 1.87 1.84 0.00 0.36OTROS 0.00


∆MC2 DEBIDO A PNADE PROPUESTO POR LA U.A.M.


IBERDROLA 0.0 0.0U. FENOSA

H.CANTABRICOVIESGO 0.0OTROS 0.0

TOTAL ESPAÑA

RESULTADO DEL IMPACTO PARA CADA EMPRESA (Mton CO2)

A

IBU. FE

17El resultado obtenido para el escenario 2BIS es cero debido a que el reparto se hace a prorrata de las emisiones futuras y fueron esas emisiones las que se repartieron exactamente. De los resultados obtenidos se observa que los casos cuyo reparto se hace a prorrata de la historia, especialmente las emisiones, presentan mayor consistencia con lo esperado y es que la asignación de derechos debe responder a dos conceptos básicos que son:

Debe asignarse derechos a aquellos agentes establecidos previamente a la nueva normativa.

La asignación de derechos debe evitar que se condicionen las decisiones de los agentes en el mercado eléctrico, producto de una asignación objetivo en el futuro.

6.4.2 Reparto si se asigna el 100% de las emisiones esperadas para el SEE ( año 2006: 69.1 Mton CO2 , año 2010: 63.2 Mton CO2)

En la tabla siguiente se muestra lo que le correspondería a cada empresa, en Mton de CO2, si se repartiera bajo cada una de las hipótesis planteadas en el estudio de la Universidad Autónoma de Madrid.

Tabla 7: Derechos asignados con la metodología de la

U.A.M.

6.4.2.1 Impacto económico en el margen de contribución de las empresas Al igual que en el caso anterior, se calcula el impacto que sobre el margen de las empresas tendría el adoptar una u otra metodología de reparto (∆ MC2). En este caso observaremos que para el escenario 2BIS ya no se obtienen ceros debido a que la cantidad total de derechos ya no corresponde al total esperado.

CASO 3AÑO 2006 ESCENARIO 1 ESCENARIO 1BIS ESCENARIO 2 ESCENARIO 2BIS ESCENARIO 3ENDESA


6.4.3 Análisis de sensibilidad La siguiente gráfica presenta el impacto que para España podrían llegar a tener variaciones de los parámetros del sistema. Los resultados mostrados corresponden a la diferencia entre los derechos requeridos por el sector eléctrico español bajo condiciones esperadas de demanda, hidrología, costos de combustibles, etc y los resultantes al realizar el estudio bajo el supuesto de variación de cada uno de los parámetros descritos en el numeral 5.1.2.1. Un diferencial positivo significa que de darse en el sistema esa hipótesis, por ejemplo una caída de la demanda del sistema, se requerirían 3.2 Mton de CO2 menos en el año 2006.

Gráfica 1: Diferencial de Derechos debidos a las

Sensibilidades


ENDESA 38.8 39.0 35.3 38.8 42.3IBERDROLA 6.1 5.9 7.6 6.6 6.0U. FENOSA 11.3 11.5 10.6 10.7 11.2

H.CANTABRICO 8.7 8.6 6.7 6.7 6.9ESGO 4.1 4.1 1.6 2.1 2.6

ROS 0.0 0.0 7.2 4.2 0.0TOTAL ESPAÑA 69.1 69.1 69.1 69.1 69.1


DESA 35.5 35.7 32.2 36.4 40.4IBERDROLA 5.6 5.4 8.3 5.9 3.8U. FENOSA 10.3 10.5 8.9 9.4 10.5

H.CANTABRICO 8.0 7.9 4.8 5.1 5.8ESGO 3.8 3.7 2.2 2.3 2.6

OTROS 0.0 0.0 6.6 4.0 0.0TOTAL ESPAÑA 63.2 63.2 63.2 63.2 63.2

AÑO 2010


EMPRESAAÑO 2006


EMPRESA

VIOT

EN

VI

-3.04 -2.83 -6.55 -3.03 0.

-0.26 -0.07 0.

-0.85 -0.41 0.-1.52 -1.52 5 -1.52

-4.66 -4.46 -7.90 -3.69 0.

-1.12 -0.63 0.-0.71 -0.44 0.-0.24 -0.15 0.

-1.39 -1.39 5 -1.39

48IBERDROLA 0.33 0.11 1.84 0.81 0.24U. FENOSA 0.52 0.66 44

H.CANTABRICO 2.08 1.99 0.11 0.03 0.27VIESGO 1.64 1.61 10OTROS .71 2.68


CASO 3AÑO 2010 ESCENARIO 1 ESCENARIO 1BIS ESCENARIO 2 ESCENARIO 2BIS ESCENARIO 3ENDESA 29

IBERDROLA 1.97 1.76 4.71 2.30 0.18U. FENOSA 0.36 0.48 51

H.CANTABRICO 2.43 2.35 28VIESGO 1.29 1.26 13OTROS .25 2.61




DIFERENCIAL DE DERECHOS REQUERIDOS POR EL SEE CON RESPECTO

AL ESCENARIO CENTRAL

-22 -18 -13 -9 -4 0 4 9

COMB. BAJO

DEM. BAJA

HID. HUMEDA

CIERRES ANT.

RE. ALTO

COMB. ALTO

BASE

SUST. CN A CI

RE. BAJO

DEM. ALTA

HID. SECA

COMB. BAJO

HID. HUMEDA

DEM. BAJA

CIERRES ANT.

RE. ALTO

BASE

SUST. CN A CI

RE. BAJO

DEM. ALTA

HID. SECA

COMB. ALTO

Mton CO2

AÑO 2010

AÑO 2006

18 El resultado obtenido bajo condiciones

críticas del sistema es consecuente con lo esperado. Se observa que dados un mayor crecimiento de la demanda, hidrología seca y bajo porcentaje de régimen especial, se requiere mayores horas de operación del parque térmico produciéndose un incremento de emisiones de CO2 en el sistema.

Llama la atención que al hacer sustitución de carbón autóctono por carbón importado es casi despreciable la variación del mérito en el sistema alcanzando la generación a carbón un valor similar en ambos casos. Esto puede deberse a las primas actuales del carbón autóctono. Por lo tanto la diferencia de las emisiones solo se debe a la sustitución entre carbón autóctono e importado.

Cuando sube el precio del petróleo desde 25 a 31 US$/barril se desplaza la generación térmica de las plantas de fuel y gas natural pero no en la misma magnitud que cuando bajan los precios.

Igual situación se tiene cuando se supone que la porción de régimen especial aumenta; esta mayor generación sustituye la generación térmica más costosa que corresponde a las tecnologías de carbón y fuel.

Al suponer cierres anticipados de centrales de fuel y carbón, su producción es sustituida con mayores horas de operación de las demás centrales del sistema que corresponden a tecnologías menos emisoras, por lo cual el requerimiento total de emisiones disminuye.

Para años de altos aportes hidrológicos se desplaza la generación térmica, produciendo igualmente menor requerimiento de derechos de emisión.

Cuando baja la cantidad demandada de energía eléctrica se desplaza la tecnología marginal, que generalmente corresponde a la térmica, produciéndose un menor requerimiento de derechos.

Cuando baja el precio del petróleo desde 25 a 19 US$/barril , las tecnologías de carbón y fuel son sustituidas por gas. Esto se debe a que existe mayor elasticidad del precio del gas frente a variaciones del precio del petróleo.

7. CONCLUSIONES 7.1 Conclusiones sobre la metodología

Ante la nueva restricción impuesta al mercado eléctrico, el estudio realizado

identifica como una necesidad para las empresas, que éstas implementen herramientas de apoyo para la toma de decisiones de explotación de corto plazo que evalúen el impacto de la nueva variable.

Sin embargo, para medir el impacto del mercado de emisiones en el sistema eléctrico en las decisiones que deberían tomar los agentes del sistema en el largo plazo, en rigor, se debería contar con un modelo que tenga como función objetivo la siguiente ecuación:

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

+++

=ntoracionamieCO CCV

CVInversiónmínFO

2

Donde: Inversión : corresponde a las inversiones en

transporte y generación del sistema CV : es el costo variable combustible y no combustible (sin el costo de CO2)

2COCV :es el costo variable adicional debido a la compra

de derechos de emisión de CO2

ntoracionamieC : es el costo de la energía no suministrada

7.2 Conclusiones sobre los resultados

En el nuevo contexto del SEE, existen dos tipos de agentes claramente definidos:

o Los nuevos entrantes, conocedores de la futura normativa relacionada con el mercado de emisiones de CO2.

o Los agentes establecidos previamente a dicha normativa

La asignación de derechos no puede desconocer esa diferencia y debe por tanto, asignar la totalidad de derechos a los agentes que previamente, al establecimiento de la normativa, decidieron su inversión.

La asignación de los derechos de emisión debe, así mismo, considerar la información histórica de las emisiones. Esto evita que al asignar en función del futuro, se incentive a los agentes a “acomodar” su posición en el mercado eléctrico distorsionando su correcto funcionamiento.

Los métodos de asignación propuestos hasta ahora por la UAM, presentan serias debilidades, lo que implica que es tarea urgente por parte de las empresas y el sector en general, enfocar su prioridad en definir una metodología robusta que genere un Plan Nacional de Asignación

19

que en todo caso, será el

s

o eben crear

o

logías que son

o

ctricidad. En particular éste debe reconocer la existencia del costo

7.3

lanes de capacidad debido a la

dos obtenidos con este estudio y

letar el mapa de riesgo, realizar un estudio de la incertidumbre en el precio del CO2.

acorde con la lógica económica que debe acompañar tal decisión. Estos mecanismos producirán una nueva dinámica en la decisión de inversión de los agentes, resultado de las nuevas condiciones de mercado. Propuestas para el Plan Nacional de A ignación:

Cuando a un agente se le cambian las reglas del juego se dmecanismos que le permitan minimizar los perjuicios económicos. El Plan Nacional debe considerar la característica particular del SEE de estar conformado por empresas que, a pesar de pertenecer al mismo negocio, poseen diferentes tecnoafectadas de forma muy distinta por la nueva restricción. Para lograr una mayor eficiencia en el objetivo de reducción de emisiones, el consumidor debería recibir la señal de precios que refleje el verdadero costo de producir ele

del CO2

Recomendaciones para futuros estudios Utilizar modelos de expansión en generación para medir el impacto sobre las decisiones que tomarían los agentes en sus paparición del mercado de emisiones de CO2. Para el mercado Español se debe cuantificar el impacto económico al acoplar los resultala tarifa eléctrica pagada por el consumidor final. Este estudio permite dar a las empresas una primera aproximación del valor en riesgo (VAR) que puede estar en juego. Sin embargo hace falta, para comp

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