Boletín de Energía y Sociedad...23 de septiembre de 2013 Número 96 2 Novedades en el sector BP...

23 de septiembre de 2013

Número 96

www.energiaysociedad.es 1

Boletín de Energía y Sociedad

Número 96, 23 de septiembre de 2013 www.energiaysociedad.es

CONTENIDO

Novedades en el sector

BP Statistical Review of World Energy, junio de 2013……………………………………………………………….2

Reflexiones de interés The World’s Carbon Markets: A Case Study Guide To Emissions Trading …………………………………5

Combining Energy Networks ……………………………………………………………………………………………………8

Evolución de los mercados energéticos 11

EN ESTE NÚMERO…

... presentamos en primer lugar un resumen de la 62ª edición del “BP Statistical Review”, donde se detallan los aspectos clave del sector energético en 2012, analizando las tendencias a largo plazo de la energía, así como datos por combustible (petróleo, gas natural, carbón y combustibles no fósiles). El informe señala que 2012 fue un año de adaptación a un entorno cambiante, con diferentes ejemplos de ajuste (“shale gas”, patrones de demanda entre la OCDE y los países ajenos a ésta, reservas de gas de EE.UU., caída del comercio de GNL, etc.). Además, mostramos las principales conclusiones del estudio “The World’s Carbon Markets: A case study guide to Emissions Trading”, publicado por la IETA (International Emissions Trading Association), que analiza los marcos de comercio emisiones de CO2 presentes o futuros en diferentes geografías del mundo. Cada esquema se estudia en un informe independiente, detallando las características de su diseño, aspectos más relevantes y los principales resultados hasta la fecha. … y terminamos con la presentación del informe “Combining Energy Networks: The impact of Europe’s Natural Gas Network on Electricity Markets until 2050”, publicado por el Instituto Alemán de Investigación Económica (DIW), que analiza la interdependencia existente entre los mercados de la electricidad y el gas natural. Así, se analizan diferentes escenarios de descarbonización a largo plazo en la Unión Europea, esbozados en el “Energy Roadmap 2050” y se identifican criterios relacionados con las infraestructuras de gas natural y/o electricidad, así como la interrelación entre ambos mercados.

http://www.energiaysociedad.es/


Número 96


Novedades en el sector

BP Statistical Review of World Energy, junio de 2013

El informe “BP Statistical Review”, publicado en junio de 2013 por BP, detalla los aspectos clave del sector energético a nivel global en 2012, analizando las tendencias a largo plazo de la energía. En esa línea, el documento señala que 2012 fue un año de adaptación a un entorno cambiante, con diferentes ejemplos de ajuste (e.g. “shale gas”, patrones de demanda entre la OCDE y los países ajenos a ésta, reservas de gas de EE.UU., caída del comercio de GNL, etc.). El objeto del informe es ofrecer un análisis riguroso y constituirse como una publicación de referencia, recogiendo datos exhaustivos por combustible (petróleo, gas natural, carbón y combustibles no fósiles).

Enlace: “BP Statistical Review of World Energy Junio de 2013”

2012, un año de adaptación a un mundo cambiante

El pasado junio, Christof Rühl, economista jefe del Grupo y vicepresidente de British Petroleum (BP) presentó las principales conclusiones del informe “BP Statistical Review of World Energy” que detalla las principales tendencias en el sector energético mundial a lo largo de 2012.

Entre ellas, el informe destaca una serie de hechos que dan muestra de los ajustes vividos en el sector energético durante este periodo, dentro de un contexto cada vez más cambiante:

2012 fue testigo del mayor incremento mundial de la producción nacional de petróleo y gas en Estados Unidos (y, en el caso del petróleo, el mayor aumento en la historia de este país).

Tres de las cuatro principales economías mundiales (Alemania, Japón y China), que juntas representan un cuarto del PIB mundial, ahora utilizan más renovables que energía nuclear.

Por otra parte, el comercio de GNL cayó por primera vez desde que hay registros.

Por último, se exportaron cantidades récord de carbón a Europa desde EE.UU., como consecuencia de la revolución del gas de esquisto en el país americano.1

Principales conclusiones del informe

El informe destaca el constante cambio en el centro de gravedad económico del planeta hacia el llamado mundo en desarrollo (países ajenos a la OCDE). En la última década, el consumo mundial de energía ha aumentado un 30%, casi todo fuera de la OCDE. De hecho, en los últimos 5 años el consumo de la OCDE cayó (durante 4 de ellos y, en 3 de ellos, pese al incremento del PIB).

Así, a medida que se industrializan las economías ajenas a la OCDE, también se liberan más recursos gracias a la producción de energía de estos países. Es decir, que, más allá de crecimiento del consumo, las nuevas economías emergentes contribuyen también en gran medida a la producción de energía.

1 What is shale gas and why is it important?

http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/spain/STAGING/home_assets/downloads_pdfs/s/StatisticalReview2013_screenVersion.pdf

http://www.eia.gov/energy_in_brief/article/about_shale_gas.cfm


Número 96


En cuanto a la evolución del mix de combustibles, el petróleo continuó con su caída en cuota de mercado mundial desde la primera crisis de precios de 1973. De hecho, fue el único combustible que perdió cuota de mercado tanto en los países de la OCDE como en el resto.

Por otro lado, las diferencias de precios entre el gas y el carbón impulsaron la competencia entre ellos. En términos relativos, tal y como se aprecia en la Figura 1, ambos combustibles ganaron cuota de mercado a nivel global, especialmente el carbón por su mayor peso en el mix de generación de los países en desarrollo.

Figura 1: Evolución del mix de combustibles. Fuente: BP Statistical Review of World Energy.

El informe concluye con la presentación de datos específicos por tipo de combustible (petróleo, gas natural, carbón y combustibles no fósiles) y la evolución de las emisiones de CO2. Así, se estima que las emisiones de CO2 por consumo de energía se incrementaron un 1,9% (723 MtCO2) en 2012, ligeramente por encima del consumo de energía primaria (1,8%). El informe destaca que las emisiones crecieron un 2,8% anual en la última década, también más deprisa que el consumo de energía primaria (2,6%), con una pequeña bajada en la OCDE (-0,2% anual) compensada por el crecimiento ajeno a la OCDE (5,8% anual). De este modo, en 2012 China fue el país que más incrementó sus emisiones de CO2, superando las reducciones alcanzadas en EE.UU. y la UE.

Figura 2: Emisiones de carbono. Fuente: BP Statistical Review of World Energy.


Número 96


En suma, el informe concluye que 2012 fue un año de adaptación a un entorno cambiante, aportando diferentes ejemplos de este ajuste. Algunos se encuentran en sintonía con las tendencias establecidas hace tiempo (e.g. “shale gas”, patrones de demanda entre la OCDE y los países fuera de ésta, etc.); otros son cambios que pueden resultar temporales (e.g. reservas de gas de EE.UU., caída del comercio de GNL, etc.). Esto demuestra que el sistema energético se mueve, evoluciona y se adapta bien al mundo cambiante actual, siendo incluso en ocasiones el motor del cambio.

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: World Energy Outlook Special Report 2013: Redrawing the Energy Climate Map, Shifting Towards What? Europe and the Rise of Unconventional Energy, Key World Energy Statistics 2012, BP Statistical Review of World Energy, World Energy Outlook 2011, Key World Energy Statistics 2011, BP Statistical Review of World Energy, Key World Energy Statistics, BP Statistical Review of World Energy 2010

http://energiaysociedad.es/documentacion.asp?id=1566&secc=2













Número 96


Reflexiones de interés

The World’s Carbon Markets: A Case Study Guide To Emissions Trading.

El estudio “The World’s Carbon Markets: A case study guide to Emissions Trading”, publicado por la IETA (International Emissions Trading Association), analiza los programas de comercio de emisiones de CO2, tanto los actuales como los que están en desarrollo en diferentes áreas geográficas del mundo. Cada uno de los informes que constituyen este estudio detalla las características de diseño de estos programas, sus aspectos más relevantes y los principales resultados conseguidos hasta la fecha.

Enlace: “The world´s Carbon Markets: A Case Study Guide to Emissions Trading”

Programas de comercio de emisiones de CO2

Este estudio, realizado por la IETA, analiza las características y principales resultados obtenidos hasta la fecha por los diferentes programas de comercio de emisiones de CO2 a nivel global, tanto en curso como los que entrarán en vigor en el corto plazo.

Así, aunque el resultado de las discusiones a nivel internacional sobre el clima sigue siendo incierto, los legisladores están adoptando e implementando medidas basadas en el mercado para limitar las emisiones de CO2 en un mayor número de países. Entre los programas en vigor destacan:

El Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (EU ETS).

El Sistema de Comercio de Emisiones australiano (desde 2012, este sistema está basado en el precio del CO2 y en el mercado de compensaciones; a partir de 2015, estará basado en un mercado de emisiones completo2).

El Sistema de Comercio de Emisiones de Nueva Zelanda (NZ ETS).

La Iniciativa Regional de Gases de Efecto Invernadero (RGGI) en el noreste de EE.UU.

El Sistema de Comercio de Emisiones de California (CA ETS, que llevó a cabo su primera subasta en noviembre de 2012 para 2013, primer año de cobertura).

El Sistema de Comercio de Emisiones de Tokio (Tokyo ETS).

Se prevé que otros sistemas se pongan en funcionamiento en el corto o medio plazo, entre ellos los de Québec (2013) y la República de Corea (2015). Además, otras jurisdicciones subnacionales han considerado o están examinando legislaciones sobre el comercio de emisiones de CO2 como parte de programas piloto a nivel nacional; éste es el caso de las provincias chinas de Hubei y Guangdong, y de las ciudades de Beijing, Tianjin, Shanghai, Chongqing y Shenzhen.

2 In search of a new effective international climate framework for post-2020: A proposal for an upstream global carbon market.

http://www.ieta.org/worldscarbonmarkets



Número 96


Cada uno de estos programas incluye características distintivas. Para cada uno de los programas ya en vigor, el informe describe sus principales elementos de diseño, así como otros aspectos relevantes como: (i) objetivo de reducción de emisiones, (ii) alcance y cobertura de los programas, (iii) formato de subasta, (iv) asignación de derechos de emisión, (v) disposiciones de flexibilidad, (vi) volatilidad y mecanismos de contención de costes, (vii) disposiciones de competitividad y anti-fugas, (viii) regulación y supervisión del mercado, (ix) medidas complementarias y suplementarias, y (x) proyecciones económicas.

Respecto a los programas aún en desarrollo, los autores proporcionan un breve resumen de las acciones sobre el clima realizadas en el país, una actualización sobre el progreso y una visión sobre la supervisión del mercado y el contexto regulatorio. Por último, el informe concluye con los retos actuales de cada programa y sus características diferenciales.

La siguiente tabla (Figura 3) recoge un resumen de los objetivos, calendario previsto y alcance/cobertura de estos programas (tanto en curso, como en desarrollo):

Figura 3: Objetivos del comercio de emisiones y calendario. Fuente: IETA.

Principales retos y conclusiones del programa europeo de comercio de emisiones (EU ETS)

Según se detalla en el informe específico sobre el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (EU ETS), el programa afronta varios retos:

1. Falta de claridad sobre cómo continuará el sistema después de 2020.


Número 96


2. Necesidad de asegurar precios del derecho de CO2 más altos en el mercado de emisiones. Durante una parte significativa de las Fases I (2005-2007) y II (2008-2012) del programa EU ETS. , éstos se han mantenido bajos (menos de 15€/tonelada).

3. Falta de iniciativas comparables por parte de la mayoría de los socios comerciales de la UE.

Del mismo modo, las principales conclusiones del informe son:

1. Importancia de obtener información de emisiones verificadas al inicio de un programa de cap-and-trade para poder fijar límites que eviten la sobreasignación.

2. La certidumbre a largo plazo en las políticas es fundamental, ya que un horizonte de planificación a largo plazo crea seguridad, permitiendo a las compañías realizar las inversiones necesarias para el futuro.

3. Necesidad de medidas, informes y verificaciones armonizados, así como de mecanismos de asignación de derechos, para una prolongación eficiente en coste y tiempo del sistema ETS.

4. El hecho de que el EU ETS permita flexibilidad entre las distintas fases del programa permite mitigar potenciales problemas como variaciones acusadas de precios y puede ayudar a gestionar los costes de cumplimiento.

5. Perjuicio de asumir como derechos adquiridos los derechos de emisiones pasados (grandfathering); si bien esto puede tener beneficios políticos, puede conllevar al engaño y conducir a distorsiones sectoriales entre los Estados miembros.

Los sistemas de comercio tienen una presencia cada vez mayor en las políticas de reducción de emisiones de CO2 debido a sus ventajas de eficiencia económica. El estudio de IETA permite conocer los marcos existentes y en desarrollo y poder comparar sus diferentes características.

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energy Intensive Infrastructure Investments with Retrofits in Continuous Time: Effects of Uncertainty on Energy Use and Carbon Emissions, Identifying social determinants of urban low carbon transitions: the case of energy transition in Bilbao, Basque Country, Regulating Greenhouse Gases from Coal Power Plants under the Clean Air Act, Climate Change and Carbon Capture and Storage.







Número 96


Combining Energy Networks

Este documento, publicado por el Instituto Alemán de Investigación Económica (DIW), estudia el impacto de las infraestructuras de gas natural en Europa en los mercados de la electricidad hasta 2050, centrándose en la interdependencia existente entre los mercados de la electricidad y el gas natural. Así, el estudio analiza diferentes escenarios de descarbonización a largo plazo en la Unión Europea, esbozados en el “Energy Roadmap 2050”, e identifica criterios relacionados con las infraestructuras de gas natural y/o electricidad, así como la interrelación entre ambos mercados.

Enlace: “Combining Energy Networks”

La interrelación entre los mercados del gas y la electricidad en Europa

La interdependencia de la electricidad y el gas natural se está convirtiendo en un tema regulatorio y en un aspecto de la política energética clave en todas las jurisdicciones del mundo. El papel cada vez más relevante de las plantas de generación que emplean gas natural dentro de los mercados de la electricidad con una alta penetración de renovables, así como la dependencia de las importaciones de gas, hacen este tema especialmente relevante para el mercado energético europeo.

El pasado 9 de febrero de 2012, los sistemas energéticos de Francia y Alemania estuvieron cerca del colapso. Fue entonces cuando los legisladores y reguladores “descubrieron” que las redes eléctricas y las infraestructuras de gas natural, que se habían tratado de forma independiente durante décadas, están estrechamente interconectadas.

Así, una ola de frío en Europa continental hizo aumentar la demanda de electricidad en Francia hasta el récord de los 100 GW. Sin embargo, de acuerdo a la moratoria sobre energía nuclear tras el accidente de Fukushima en marzo de 2011, se habían cerrado seis centrales nucleares alemanas que tradicionalmente habían asegurado exportaciones de electricidad barata a Francia. Además, las plantas de ciclo combinado del sur de Alemania no podían sustituir la pérdida de generación de las centrales nucleares debido a la falta de capacidad de acceso al gasoducto. Al mismo tiempo, se transportaba gran cantidad de gas natural desde Austria y el sur de Alemania a Italia. Aunque los apagones podrían evitarse gracias a la gestión activa de la demanda por parte de los operadores franceses, afloró la interdependencia electricidad-gas natural y condujo a una importante investigación de la Comisión Europea, que probablemente concluya en acciones regulatorias concretas.

Esta interdependencia adquiere mayor trascendencia en el contexto actual de transformación hacia un sistema energético de bajas emisiones de CO2 y/o basado en fuentes renovables. Así, el asunto pasó a ser prioritario en Japón tras el apagón nuclear en 2011. Del mismo modo, ha adquirido gran relevancia en EE.UU. tras la revolución del “shale gas”. Además, los sucesos de la Primavera Árabe, y las disputas recurrentes de Rusia con Bielorrusia y Ucrania (países por los que transita su gas hacia Europa) han puesto de manifiesto la importancia de la seguridad de suministro en la Unión Europea, que depende a nivel energético de las importaciones de gas de Rusia y el Magreb.

http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Road_Transport.pdf

http://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.425843.de/dp1317.pdf


Número 96


Principales conclusiones del informe

El estudio analiza la evolución de los precios del gas y la electricidad hasta 2050, en función de distintos escenarios de descarbonización en la UE, esbozados en el “Energy Roadmap 2050”:

40%DEF: Representa un escenario de “políticas moderadas” con todas las opciones tecnológicas disponibles, los objetivos 2020 de la UE en curso y un objetivo de reducción de emisiones de CO2 en la UE del 40% para 2050.

80%DEF: Similar al escenario anterior, pero siendo más restrictivo en el objetivo de reducción de emisiones de CO2 para 2050 en Europa, que alcanza el 80%.

80%GREEN: Mismo escenario que el anterior, pero incrementando el peso de las renovables en la generación, con un mayor desarrollo de la eficiencia energética y un uso limitado de la energía nuclear y los mecanismos de captura y almacenamiento de CO2 (CCS).

Los resultados del estudio muestran que, bajo condiciones de demanda media, la congestión de red es un tema menor si se llevan a cabo los proyectos planeados y proyectados de interconexión, GNL y transporte. Se mantendrá el patrón actual de producción e importación en el mercado de gas natural, con una alta dependencia del gas ruso y africano. Sin embargo, esta dependencia se puede reducir con incrementos en la eficiencia energética y la generación basada en renovables. El estudio concluye que el patrón de generación eléctrica depende del precio de emisión, la capacidad en renovables y las restricciones a la energía nuclear, mientras que las plantas que emplean carbón y gas constituyen un mero relleno.

Figura 4: Evolución del precio de la electricidad y el gas hasta 2050. Fuente: DIW Berlín.

Así, según se aprecia en la Figura 4, el gas natural sólo jugará un papel relevante en el sistema energético si los mecanismos de captura y almacenamiento de CO2 (CCS por sus siglas en inglés) se retrasan y/o la generación nuclear se reduce progresivamente. De lo contrario, el carbón con CCS presenta una ventaja en coste sobre el gas natural y las renovables representan cada vez un mayor porcentaje de la generación eléctrica. Por tanto, la selección de tecnologías será crucial para el papel del gas natural en las próximas décadas.


Número 96


Según detalla el estudio, las principales diferencias de los tres escenarios radican en los niveles de precios de referencia subyacentes. En el escenario 40%DEF, las hipótesis de precios son más elevadas en comparación con los escenarios 80%DEF/GREEN. Esto tendrá sus implicaciones en la demanda y, por tanto, en el mix de generación. Por ello, si el escenario considerado plantea un fuerte peso de renovables (80%GREEN) o si los mecanismos CCS están disponibles (sobre todo en el caso 40%DEF, en el que el precio del gas natural es especialmente superior al del carbón con CCS), el papel que jugará el gas natural en el mix de producción será limitado.

En suma, el informe termina con tres conclusiones sobre la interdependencia electricidad-gas:

1. Las ampliaciones previstas de la red actual, tanto de electricidad como de gas natural, ayudarán a mantener la congestión en valores moderados en media. Sin embargo, el calendario de esas ampliaciones y la escala real de los proyectos, especialmente de la red eléctrica, es incierto. Por ello, si alguna de estas ampliaciones previstas se retrasa o cancela, la situación de congestión será entonces probablemente más pronunciada.

2. Aunque el mercado europeo de gas natural seguirá dependiendo de las importaciones, la situación de suministro es relativamente cómoda y la congestión es poco relevante. Esto es especialmente cierto con el gasoducto Nord Stream que, según señala el documento, ayuda a aumentar la disponibilidad de gas en Europa central y permite una equiparación de los precios en toda Europa.

3. El futuro suministro europeo de la electricidad tiende a ser menos intensivo en carbono. Independientemente del escenario, si se mantienen los objetivos de emisiones para 2050, las plantas de combustibles fósiles sin CCS desaparecerán. Sin embargo, incluso con CCS, el peso creciente de las renovables irá empujando a este tipo de plantas, reduciendo su papel al mínimo. La pregunta clave son los plazos de este proceso y no la eventual desaparición de la generación convencional a largo plazo. Así, este desarrollo tendrá un impacto clave sobre el mercado del gas, tal y como se muestra en los diferentes escenarios analizados en la Figura 4.

Por último, el informe concluye señalando que el futuro desarrollo del gas natural en Europa estará determinado por el marco político general, mientras que los aspectos geográficos debido a la estructura de la red jugarán un papel secundario. No obstante, este marco político aún muestra incertidumbres y proporciona diferentes rutas y escenarios de desarrollo potencial.

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Electricity Distribution Networks: Investment and Regulation, and Uncertain Demand, Efficiency Analysis of Energy Networks: An International Survey of Regulators, Incentive Regulation and its Application to Electricity Networks, Incentivising European Investments in Transmission Networks, Tariff regulation and profitability of energy networks. A model analysis for TenneT TSO, The role of future energy networks, Economic and technical analysis of road transport emissions, Road Transport: The Cost of Renewable Solutions














Número 96


Evolución de los mercados energéticos

En el periodo analizado (5 de septiembre al 19 de septiembre) los precios medios spot de los principales mercados eléctricos de Europa sufrieron variaciones leves. En el caso del mercado ibérico tanto España como Portugal evolucionaron con un ascenso leve, incrementando en un 0,61% en España y un 1,56% en Portugal sus precios respecto al anterior periodo analizado. El precio del resto de países incrementó con ratios desiguales siendo el mercado Nord Pool el que más creció con un 7,76% respecto a la quincena anterior seguido del mercado italiano que creció cerca de un 2,66%. El único descenso fue a cargo del mercado alemán que redujo sus precios un 0,60%.

Las cotizaciones medias del gas natural en el mercado británico NBP y los precios medios del carbón europeo CIF ARA correspondiente a los contratos con vencimiento a uno y tres meses crecieron por debajo del 5% con respecto a la anterior quincena. El precio del Brent en ambos contratos, sin embargo, descendió levemente con valores cercanos al 1%. El precio de los derechos de CO2 (EUAs) se incrementó desde los 4,51 €/t hasta los 5,39 €/t, lo cual supone un incremento del 19,57% respecto a la quincena anterior, siendo el cambio más destacado de esta quincena.

En este mismo periodo, la evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa sufrió variaciones muy leves y los precios se mantuvieron prácticamente inalterados siendo el contrato con entrega en 2014 del mercado alemán la mayor variación con un 5,90% respecto al periodo anterior y alcanzando los 39,02 €/MWh. La menor variación la protagonizó el mercado español con el contrato de entrega en el Q4 español con un incremento del 0,70%. El resto de los mercados crecieron dentro de este rango, donde los contratos del mercado francés crecieron en torno al 3%.

En el periodo analizado (5 de septiembre al 19 de septiembre) los precios medios spot de los principales mercados eléctricos de Europa sufrieron leves variaciones. En el caso del mercado ibérico los países España y Portugal variaron sus precios spot en un rango menor al 2%. En el caso de España los precios experimentaron un incremento del 0,61% respecto a la quincena anterior y el mercado portugués un 1,56%. El mercado francés y el mercado italiano también entran en la misma tónica de crecimiento, siendo un 1,11% lo que creció el primero, y un 2,66% el mercado italiano, el cual asciende hasta un valor de 65,06 €/MWh. El mercado Nord Pool creció por encima de la media, un 7,76% alcanzando los 39,05 €/MWh. Por último, Alemania fue la excepción, donde los precios spot de la electricidad descendieron un 0,60% respecto al periodo anterior.

Con respecto a las cotizaciones medias a plazo de los combustibles el precio del petróleo Brent correspondiente a los contratos con vencimiento a 3 meses y con vencimiento a 1 mes se redujeron ambos ligeramente, cercanos al 1%. En concreto, el contrato con vencimiento a 3 meses se redujo un 1,52% y el de vencimiento a 1 mes se redujo un 1,35%. Respectivamente los valores actuales de las cotizaciones medias de estos dos contratos son de 109,84 $/bbl y 111,88 $/bbl.

Por otra parte, los precios medios del gas natural en el mercado británico NBP de los contratos con vencimiento en octubre de 2013 y en el cuarto trimestre de 2013 se incrementaron un 4,72% y un


Número 96


1,04% respectivamente. Los valores actuales son de 26,94 €/MWh para el contrato de vencimiento en octubre y 28,93 €/MWh para el contrato con vencimiento en el cuarto trimestre.

En cuanto al precio medio del carbón europeo CIF ARA, tanto en el contrato con vencimiento en octubre de 2013, como el contrato con vencimiento en el cuarto trimestre del 2013, ambos sufrieron variaciones cercanas al 2%, siendo el primero de un 2,74% alcanzando los 78,50 $/t y el contrato con vencimiento en Q4 de un 2,29% alcanzando los 79,60 $/t. En el caso de los derechos de CO2 evoluciono con un incremento de un 19,57% lo cual equivale a un precio actual de 5,39 €/t.

Los precios negociados en el mercado a plazo de la electricidad en Europa han evolucionado con una tendencia conservadora siendo la mayor variación menor del 6%. En el mercado español tanto el contrato con entrega en el cuarto trimestre como el contrato vencimiento en el año 2014, experimentaron un ascenso de un 0,70% y un 1,30% respectivamente. Los valores actuales del contrato de entrega en el cuarto trimestre son de 47,23 €/MWh respecto a los 46,90 €/MWh de la anterior quincena y para el contrato con vencimiento en 2014 el actual valor de los precios a plazo de la electricidad es de 47,33 €/MWh, incrementando desde los 46,73 €/MWh de la quincena pasada.

En el caso de los contratos en Francia, el precio a plazo de la electricidad para el periodo analizado en el contrato con vencimiento en el Q4 de 2013 ascendió tan solo un 3,48% y el contrato con vencimiento en 2014 ascendió un 3,10 %. Por otro lado, el mercado alemán creció del 38,89 €/MWh a 40,78 €/MWh en el contrato de entrega en el cuarto trimestre de 2013 (4,85%) y ascendió un 5,90 % en el contrato de entrega en 2014.


Número 96


Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE

Tabla 2. Evolución de las cotizaciones medias a plazo de los combustibles (petróleo, gas y carbón) y de los derechos de emisión de CO2

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange

Precio medio spot (€/MWh)

05/09-19/09 21/08-04/09 Variación (%)

España OMIE 48,87 48,57 0,61%

Portugal OMIE 49,43 48,67 1,56%

Francia 43,13 42,65 1,11%

Alemania 42,00 42,26 -0,60%

Italia GME 65,06 63,37 2,66%

Nord Pool 39,05 36,24 7,76%

Unidades 05/09-19/09 21/08-04/09 Var. (%)

Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 111,88 113,41 -1,35%

Brent entrega a 3 mes (contrato M+3) $/bbl 109,84 111,54 -1,52%

Gas Natural (NBP) entrega en Oct. 2013 €/MWh 26,94 25,73 4,72%

Gas Natural (NBP) entrega en Q4 2013 €/MWh 28,93 28,64 1,04%

Carbón API2 ARA entrega en Oct. 2013 $/t 78,50 76,41 2,74%

Carbón API2 ARA entrega en Q4 2013 $/t 79,60 77,82 2,29%

Derechos de CO2 entrega en Dic. 2013 €/t 5,39 4,51 19,57%


Número 96


Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa


Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa


0

20

40

60

80

100

120

140

1-j

ul-

12

16

-ju

l-1

2

31

-ju

l-1

2

15

-ago

-12

30

-ago

-12

14

-se

p-1

2

29

-se

p-1

2

14

-oct

-12

29

-oct

-12

13

-no

v-1

2

28

-no

v-1

2

13

-dic

-12

28

-dic

-12

12

-en

e-1

3

27

-en

e-1

3

11

-fe

b-1

3

26

-fe

b-1

3

13

-mar

-13

28

-mar

-13

12

-ab

r-1

3

27

-ab

r-1

3

12

-may

-13

27

-may

-13

11

-ju

n-1

3

26

-ju

n-1

3

11

-ju

l-1

3

26

-ju

l-1

3

10

-ago

-13

25

-ago

-13

9-s

ep

-13

€/M

Wh

OMIE (España) Nord Pool Francia GME Alemania OMIE (Portugal)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

1-d

ic-1

28

-dic

-12

15

-dic

-12

22

-dic

-12

29

-dic

-12

5-e

ne

-13

12

-en

e-1

31

9-e

ne

-13

26

-en

e-1

32

-fe

b-1

39

-fe

b-1

31

6-f

eb

-13

23

-fe

b-1

32

-mar

-13

9-m

ar-1

31

6-m

ar-1

32

3-m

ar-1

33

0-m

ar-1

36

-ab

r-1

31

3-a

br-

13

20

-ab

r-1

32

7-a

br-

13

4-m

ay-1

31

1-m

ay-1

31

8-m

ay-1

32

5-m

ay-1

31

-ju

n-1

38

-ju

n-1

31

5-j

un

-13

22

-ju

n-1

32

9-j

un

-13

6-j

ul-

13

13

-ju

l-1

32

0-j

ul-

13

27

-ju

l-1

33

-ago

-13

10

-ago

-13

17

-ago

-13

24

-ago

-13

31

-ago

-13

7-s

ep

-13

14

-se

p-1

3

€/M

Wh

OMIE (España) Nord Pool Francia GME Alemania OMIE (Portugal)


Número 96


Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales)

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange

Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh)

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP y EEX

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

30

33

70

75

80

85

90

95

100

105

110

115

120

125

130

1-j

ul-

12

16

-ju

l-1

2

31

-ju

l-1

2

15

-ago

-12

30

-ago

-12

14

-se

p-1

2

29

-se

p-1

2

14

-oct

-12

29

-oct

-12

13

-no

v-1

2

28

-no

v-1

2

13

-dic

-12

28

-dic

-12

12

-en

e-1

3

27

-en

e-1

3

11

-fe

b-1

3

26

-fe

b-1

3

13

-mar

-13

28

-mar

-13

12

-ab

r-1

3

27

-ab

r-1

3

12

-may

-13

27

-may

-13

11

-ju

n-1

3

26

-ju

n-1

3

11

-ju

l-1

3

26

-ju

l-1

3

10

-ago

-13

25

-ago

-13

9-s

ep

-13

Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.) Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)

Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.) CO2 Dic-12 (€/t, eje dcho.)

05/09-19/09 21/08-04/09 Variación (%)

España entrega en Q4 2013 47,23 46,90 0,70%

España entrega en 2014 47,33 46,73 1,30%

Francia entrega en Q4 2013 49,75 48,08 3,48%

Francia entrega en 2014 43,33 42,03 3,10%

Alemania entrega en Q4 2013 40,78 38,89 4,85%

Alemania entrega en 2014 39,02 36,85 5,90%


Número 96


Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales)


Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con vencimiento en Cal+1 (medias semanales)


20

30

40

50

60

70

20

-se

p-1

2

29

-se

p-1

2

8-o

ct-1

2

17

-oct

-12

26

-oct

-12

4-n

ov-

12

13

-no

v-1

2

22

-no

v-1

2

1-d

ic-1

2

10

-dic

-12

19

-dic

-12

28

-dic

-12

6-e

ne

-13

15

-en

e-1

3

24

-en

e-1

3

2-f

eb

-13

11

-fe

b-1

3

20

-fe

b-1

3

1-m

ar-1

3

10

-mar

-13

19

-mar

-13

28

-mar

-13

6-a

br-

13

15

-ab

r-1

3

24

-ab

r-1

3

3-m

ay-1

3

12

-may

-13

21

-may

-13

30

-may

-13

8-j

un

-13

17

-ju

n-1

3

26

-ju

n-1

3

5-j

ul-

13

14

-ju

l-1

3

23

-ju

l-1

3

1-a

go-1

3

10

-ago

-13

19

-ago

-13

28

-ago

-13

6-s

ep

-13

15

-se

p-1

3

€/M

Wh

España Francia Alemania

Vencimiento en Q3-2013

Vencimiento en Q1-

2013 Vencimiento en Q2-

2013Vencimiento en Q4-

2013

30

40

50

60

70

15

-se

p-1

2

24

-se

p-1

2

3-o

ct-1

2

12

-oct

-12

21

-oct

-12

30

-oct

-12

8-n

ov-

12

17

-no

v-1

2

26

-no

v-1

2

5-d

ic-1

2

14

-dic

-12

23

-dic

-12

1-e

ne

-13

10

-en

e-1

3

19

-en

e-1

3

28

-en

e-1

3

6-f

eb

-13

15

-fe

b-1

3

24

-fe

b-1

3

5-m

ar-1

3

14

-mar

-13

23

-mar

-13

1-a

br-

13

10

-ab

r-1

3

19

-ab

r-1

3

28

-ab

r-1

3

7-m

ay-1

3

16

-may

-13

25

-may

-13

3-j

un

-13

12

-ju

n-1

3

21

-ju

n-1

3

30

-ju

n-1

3

9-j

ul-

13

18

-ju

l-1

3

27

-ju

l-1

3

5-a

go-1

3

14

-ago

-13

23

-ago

-13

1-s

ep

-13

10

-se

p-1

3

19

-se

p-1

3

€/M

Wh

España Francia Alemania

Vencimiento en Cal-2014

Vencimiento en Cal-

2013

Boletín de Energía y Sociedad...23 de septiembre de 2013 Número 96 2 Novedades en el sector BP...

Documents

Transcript of Boletín de Energía y Sociedad...23 de septiembre de 2013 Número 96 2 Novedades en el sector BP...