3.3. La internalización del coste del CO2 en el precio de la energía

3.3. La internalización del coste del CO2 en el precio de la energía

La asignación de derechos de emisión. La Directiva europea de 2003 (Directiva 2003/87/CE) creó la figura del derecho de emisión con el objetivo de corregir la externalidad que suponen las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

Efectivamente, estas emisiones suponen un coste para la Sociedad que, sin embargo, no se considera ni en las decisiones de los consumidores ni en las de los generadores, creando así un claro fallo de mercado. La Directiva viene a corregirlo creando un valor tangible para dichas emisiones. Ésta limita su volumen total, crea derechos de propiedad sobre las mismas (es decir, derechos a emitir), permite su negociación en mercados secundarios e impone penalizaciones en caso de emitir sin tener el correspondiente derecho. Esto es, en resumen, lo que comúnmente se conoce como esquema “cap and trade”.

La primera legislación europea  sobre comercio de derechos de emisión (Directiva 2003/87/CE [93]) estipulaba que durante los dos primeros periodos de asignación de derechos de emisión (2005-7, por un lado, y 2008-12, por otro) un determinado porcentaje de derechos de emisión sería asignado de forma gratuita entre las instalaciones emisoras. En concreto, según la Directiva de 2003, los Estados miembro debían asignar gratuitamente un 95% del total de derechos asignados en el primer periodo (2005-7), y al menos el 90% en el segundo periodo (2008-12) (ver El esquema “cap and trade”  en Europa y los incentivos a reducir emisiones).

La entrega de derechos de emisión a todos los sectores emisores (incluida la generación eléctrica) de forma gratuita durante los periodos 2005-7 y 2008-12 fue una decisión política sobre cómo distribuir entre productores y consumidores la renta que genera la asignación inicial de derechos de emisión. Desde 2013 este procedimiento de asignación gratuito de derechos de emisión ya no se encuentra vigente.

La Directiva 2009/29/CE, de 23 de abril de 2009, introduce cambios sustanciales en el esquema de comercio de derechos de emisión. Más concretamente, se establece un techo de emisiones a nivel europeo (reducción de emisiones de 21% en 2020 frente a 2005 – ver El cambio climático y los acuerdos internacionales) y una asignación inicial de derechos de emisión centralizada con normas comunes en toda Europa y basada en una subasta (aunque se contemplan excepciones atendiendo a determinadas particularidades que afectan principalmente a los países del este).

Al imponer un coste adicional sobre las tecnologías más emisoras, la introducción del esquema “cap and trade” crea los incentivos necesarios para que las empresas eléctricas realicen fuertes inversiones en los próximos años en su parque de generación para sustituir paulatinamente las instalaciones más emisoras (y, tras la introducción del esquema “cap and trade”, más caras) por instalaciones que emiten menos gases y partículas contaminantes (ver El esquema “cap and trade” en Europa y los incentivos a reducir emisiones).

El uso de los derechos de emisión, una vez en propiedad de las instalaciones de generación de electricidad (y, en general, de cualquier instalación sujeta a la Directiva sobre Comercio de Derechos de Emisión) implica una elección entre dos alternativas: (ver El esquema “cap and trade” en Europa y los incentivos a reducir emisiones).

  • Utilizarlo para generar electricidad, evitando así una penalización.

  • Venderlo en el mercado secundario de derechos de emisión.

La disyuntiva entre ambas alternativas implica que la decisión de generar electricidad, y utilizar el derecho para ello, tendrá un coste para la empresa de generación, pues renuncia al ingreso que obtendría si simplemente vendiese el derecho en el mercado de derechos de emisión.

En economía, el coste de renunciar a una alternativa se denomina “coste de oportunidad” y, en el caso del uso de los derechos de emisión para generar electricidad, es igual al precio de los derechos de emisión en el mercado (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de la electricidad) (Figura 3‑10).

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Figura 3-10. Coste de oportunidad de las alternativas de uso de los derechos de emisión.
Fuente: E
laboración propia.

La decisión de producción o inversión óptima para la empresa será, en general, aquella con el menor coste de oportunidad. Por ello, la oferta competitiva de un generador en un mercado marginalista (como es el español) se construiría como la suma de todos sus costes de oportunidad, incluyendo el coste correspondiente a los derechos de emisión (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de la electricidad).

¿Por qué afecta el precio de los derechos de emisión de CO2 al precio de la electricidad en un mercado eléctrico? La decisión racional del generador es incorporar el coste de oportunidad que le supone el uso de los derechos de emisión a sus ofertas de venta de energía en el mercado –adicionalmente al coste de combustible, a los costes de operación y mantenimiento de las instalaciones, etc. El impacto de los derechos de emisión sobre las ofertas de venta de energía será mayor cuanto más contaminante sea la tecnología de generación en cuestión (es decir, cuanto mayor sea su factor de emisión de CO2).

La Figura 3‑11 muestra cómo se tiene en cuenta el precio de los derechos de emisión a la hora de construir ofertas de venta de electricidad. El ejemplo se refiere a una unidad de generación con un coste variable de generación (CV) igual a 45 €/MWh y un factor de emisión de CO2 de 0,75 t CO2/MWh y supone, además, que el precio de los derechos de emisión es igual a 20 €/t CO2.

Figura 3-11. La decisión racional del generador implica internalizar el coste de los derechos de emisión en las ofertas de venta de energía.
Fuente: E
laboración propia.

Por otra parte, la incorporación (o, en términos económicos, internalización) del precio del CO2 en las ofertas de venta de los generadores modifica la curva de oferta del mercado, lo que en último término lleva a modificar el precio de la electricidad.

La Figura 3‑12 ilustra el efecto sobre el precio de la electricidad de la internalización del coste de los derechos de emisión en las ofertas de venta de electricidad en el mercado.

La curva de oferta “O1” refleja las ofertas de venta de electricidad de las distintas unidades de generación teniendo en cuenta todos sus costes (sin internalizar el coste de los derechos de emisión) y la incertidumbre asociada a los mismos. La curva de demanda “D” refleja la valoración del consumo eléctrico por parte de los distintos consumidores, teniendo en cuenta también la incertidumbre.

Al internalizar el coste de los derechos de emisión en las ofertas de venta de electricidad, la curva de oferta “O1” se desplaza hacia arriba hasta “O2”, incrementando, de esta manera, el precio del mercado (ver Windfall profits y windfall losses).

Figura 3-12. El precio de los derechos de emisión incrementa el coste de generación de las distintas tecnologías de forma proporcional a las emisiones de cada una de ellas.
Fuente: E
laboración propia.

En caso de que no se permitiera a los generadores percibir los ingresos derivados de la internalización en el precio de sus ofertas de venta de energía del coste de los derechos de emisión, se eliminaría el incentivo que crea el mecanismo “cap and trade” a sustituir generación a partir de fuentes contaminantes (por ejemplo, carbón) por generación a partir de fuentes no contaminantes (por ejemplo, energía eólica) o menos contaminantes (por ejemplo, gas natural).

Efectivamente, cuando el precio de los derechos de emisión es suficientemente alto, la internalización del coste de los derechos de emisión hace que los ciclos combinados de gas ganen competitividad frente a muchas centrales de carbón, de lo que resulta en el mercado una mayor producción con los primeros.

La Figura 3‑13 muestra cómo el cambio en los costes relativos de generación derivado de la internalización de los derechos de emisión ayuda a reducir las emisiones globales de CO2 en el caso en el que cambien los costes relativos de las distintas unidades de generación. Esta reducción se produce debido al funcionamiento del mercado mayorista de electricidad, en el que van casando las diferentes unidades de generación con la demanda según su precio ofertado. Aumentar el precio ofertado por las unidades de generación más contaminantes, debido a la internalización del precio del derecho de emisión, permite que entren en funcionamiento unidades de generación más baratas y limpias, generando así el conjunto del Sistema menos emisiones contaminantes.

Figura 3-13. La internalización del coste de los derechos de emisión puede dar lugar a cambios en los costes relativos de las distintas tecnologías y, por tanto, a menores emisiones.
Fuente: E
laboración propia.

[93] Ver Directiva 2003/87/CE.

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