Preguntas frecuentes

La demanda de electricidad está relacionada con el nivel de actividad y necesidades energéticas en cada momento del tiempo. La demanda está estrechamente relacionada con el nivel de actividad, la laboralidad (día laborable o festivo) y las condiciones meteorológicas, y por ello se caracteriza por presentar fluctuaciones importantes con distintos ciclos: diario, semanal y anual. La demanda de electricidad puede ser de carácter residencial o industrial, y se encuentra distribuida de forma heterogénea en el territorio, concentrándose en aquellas zonas más pobladas y/o con un sector industrial más intensivo. La demanda de electricidad se caracteriza por tener en general poca capacidad de respuesta a los cambios del precio de la electricidad en el corto plazo, especialmente cuando no percibe los precios de la electricidad en tiempo real, por lo que se dice que es inelástica. Debido a la baja reacción de la demanda al nivel de precios en tiempo real y a la imposibilidad de almacenar electricidad económicamente, la oferta de electricidad debe acomodarse a los flujos temporales de la demanda. Para el lector interesado, hoy en día se puede seguir en Internet la evolución de la demanda en tiempo real en http://www.ree.es/operacion/curvas_demanda.asp. Esta aplicación permite ver cuál es la evolución del consumo de electricidad en distintos intervalos de tiempo, así como que tipo de tecnologías se utilizan para cubrir esta demanda. TÉRMINOS RELACIONADOS: Demanda, Elasticidad, Exceso de demanda, Mercado OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿En qué consiste la gestión de la demanda y qué ventajas tiene? FICHAS RELACIONADAS: Mecanismos de ajuste de demanda y producción

Se denomina gestión de la demanda eléctrica al conjunto de medidas encaminadas a hacer al consumidor eléctrico consciente de los costes de suministro de la energía eléctrica en cada momento, de forma que éste los tengan en cuenta a la hora de demandar este producto.

La necesidad de utilizar instrumentos de gestión de demanda yace en las características intrínsecas del mercado eléctrico. Debido a la dificultad de almacenar electricidad en grandes cantidades de forma barata, oferta y demanda de electricidad deben nivelarse en cada momento del tiempo. Además, debido a las importantes fluctuaciones de la demanda, en los picos de demanda, la capacidad de generación necesaria para cubrir la demanda en estos momentos puede ser muy elevada respecto a los niveles de producción medios.

La gestión de la demanda tiene que ver con las actuaciones dirigidas a reducir la necesidad de inversiones en capacidad adicional de generación (así como de transporte y distribución) para cubrir puntas del sistema, pues busca suavizar las fluctuaciones de la demanda.

Aquellas medidas que aumentan la capacidad de respuesta de la demanda en tiempo real contribuyen a la gestión de la demanda. Por ejemplo, el hecho de que los consumidores paguen la electricidad al precio horario del mercado puede contribuir a suavizar los picos de demanda, pues en momentos de demanda elevada los consumidores deben pagar un precio más alto, que disuade su consumo. Otro ejemplo es el apoyo a la inversión en equipos que almacenan la energía, como los acumuladores de calor, para reducir la demanda en las horas de mayor consumo. Los consumidores tienen un incentivo a almacenar la energía en períodos de baja demanda, por ejemplo durante la noche, cuando los precios son más bajos.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Demanda, Elasticidad, Coste medio, Coste Variable, Coste marginal, Tarifas aditivas

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son las características de la demanda de electricidad?

FICHAS RELACIONADAS: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Formación de precios en el mercado diario de electricidad, Formación de precios en los mercados a plazo de electricidad, Mecanismos de ajuste de demanda y producción

La Comisión Europea considera servicios de interés general a aquellas actividades de servicios, comerciales o no, consideradas como de interés general por las autoridades públicas y, por este motivo, pueden estar sometidas a obligaciones de servicio público. La definición precisa de los servicios que han de ofrecerse y la prestación de los mismos corresponde a los Estados, no a la Comisión.

En este sentido la Comisión Europea ha definido a las obligaciones de servicio público como “aquellas obligaciones por las que las empresas…, considerando solo sus intereses comerciales, no asumirían o no lo harían en la misma extensión o en las mismas condiciones”.

El artículo 16 que el Tratado de Amsterdam incorporó al Tratado de la Comunidad Europea reconoce la importancia de los servicios de interés económico general entre los valores comunes de la Unión Europea, y su papel en la promoción de la cohesión social y territorial de la Unión. Estos servicios deben funcionar con arreglo a principios y condiciones que les permitan cumplir su cometido.

El artículo 36 de la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea dispone que la Unión reconoce y respeta el acceso a los servicios de interés económico general con el fin de promover la cohesión social y territorial de la Unión.

El suministro eléctrico está englobado en los servicios de interés económico general, ya que la Directiva europea sobre electricidad permite a los Estados miembros imponer a las empresas eléctricas, en aras del interés económico general, obligaciones de servicio público, que podrán referirse a la seguridad, incluida la seguridad del suministro, a la regularidad, a la calidad y al precio de los suministros, así como a la protección del medio ambiente, incluida la eficiencia energética y la protección del clima.

Además, la propia Directiva impone algunas obligaciones a este servicio, como el derecho a un servicio universal, ciertas medidas de protección a clientes domésticos, información que debe figurar en las facturas, etc.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifas de último recurso

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿En qué consiste el derecho a un servicio eléctrico universal?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas

Los costes medios representan los costes por unidad producida tanto asociados a los factores fijos como a los variables. Los costes marginales se refieren al incremento en costes asociado a producir una unidad adicional del bien, y por tanto sólo recogen la variación en los costes variables. Cuando el coste medio decrece, el coste marginal debe ser inferior al medio. Cuando el coste medio crece, el coste marginal es superior al coste medio.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Coste marginal, Coste medio, Coste variable, Mercado marginalista

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Es lo mismo costes medios decrecientes y economías de escala?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Formación de precios en el mercado diario de electricidad

El concepto de servicio universal ha sido desarrollado por las instituciones de la Comunidad Europea para determinados servicios, como son las telecomunicaciones, el servicio postal y la electricidad. Define un conjunto de exigencias de interés general a las que deben someterse, en toda la Comunidad, estas actividades con objeto de garantizar el acceso de todas las personas físicas, y en cualquier lugar, a determinadas prestaciones esenciales, con una calidad determinada y a un precio razonable.

En el caso del servicio eléctrico universal, se trata de un derecho reconocido en la Directiva Europea de la electricidad (2003/54/CE). Es un derecho de todos los clientes domésticos y, cuando los Estados lo consideren adecuado, las pequeñas empresas, a disfrutar de un suministro de electricidad de una calidad determinada, y a unos precios razonables, fácil y claramente comparables y transparentes.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifas de último recurso

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS:¿Por qué se considera que la electricidad es un servicio de interés económico general y qué consecuencias tiene?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas

Las tarifas de acceso a las redes eléctricas soportan todos aquellos costes que se incurren para proveer electricidad a los consumidores finales y que son independientes de los costes de generación y comercialización, actividades que bajo este esquema se encuentran en un régimen de competencia. A diferencia de la denominada tarifa integral o de último recurso, estas tarifas no incluyen el coste de generación de la energía o de comercialización, que se establecen en el mercado. Según lo recogido en el artículo 17 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, las tarifas de acceso a las redes son únicas en todo el territorio nacional y no incluyen ningún tipo de impuestos. Además, diferencian por niveles de tensión y potencia.

Los precios de las tarifas de acceso son determinados por el regulador (en el caso de España, el Ministerio con competencias en la materia) y revisados de acuerdo con la metodología aprobada en la normativa. La tarifa incluye los costes de transporte y distribución de electricidad, así como los costes permanentes de operación del sistema y del mercado. Finalmente, la tarifa de acceso incluye otros conceptos, como impuestos al consumo de electricidad, un término para gestión de residuos nucleares, las primas al régimen especial, sobrecostes de producir electricidad en los territorios extrapeninsulares, costes de recuperación de déficits tarifarios de años anteriores, etc.

Las subvenciones a los consumidores ocurren cuando los costes soportados por las tarifas no cubren los costes reales incurridos. Este hecho puede darse en dos situaciones. Por un lado, puede existir un subsidio intertemporal: la tarifa se ajusta a los cambios en los costes de acceso gradualmente, y ello implica que exista un subsidio de los consumidores futuros a los consumidores actuales. Por otro lado, puede existir un subsidio cruzado entre consumidores en un mismo momento del tiempo, por ejemplo si existe discriminación tarifaria entre distintos grupos de consumidores que soportan un coste desigual que no se corresponde con diferencias objetivas en los costes de proveer el servicio.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifas aditivas, Tarifas de acceso, Tarifas reguladas, Tarifas integrales

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son los costes que deberían reflejarse en las tarifas de acceso a las redes eléctricas?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, El déficit de tarifas, Consecuencias del déficit tarifario

Las tarifas de acceso deberían reflejar todos aquellos costes acreditados que son necesarios para transportar y distribuir la electricidad, así como otros costes necesarios para que ello sea posible (como, por ejemplo, los costes de operación del sistema). Así mismo, las tarifas de acceso deberían tener en cuenta otros costes externos que se derivan del acceso al consumo de electricidad, como pueden ser externalidades de congestión de la red. En definitiva, dichas tarifas deberían reflejar el coste social de transportar y distribuir electricidad en cada momento y cada escalón de tensión, para que proporcionen indicadores adecuados a consumidores e inversores.

Existen distintos principios regulatorios para diseñar las tarifas apropiadamente, asegurando que estos objetivos son alcanzados. Por un lado, se debe conseguir la suficiencia tarifaria, es decir, la garantía de recuperación de los costes incurridos por las empresas para la provisión del servicio. Por otro lado, se prima la transparencia y la eficiencia económica, es decir, que las tarifas reflejen de una forma sencilla todos los costes incurridos por los consumidores, de forma que genere las señales adecuadas. Para conseguir tales objetivos, se establece el principio de establecer una tarifa aditiva y suficiente, es decir, una tarifa que sea realmente el resultado de la suma de los costes de los distintos servicios que la componen.

Una tarifa aditiva y suficiente refleja el coste social de consumir electricidad en cada momento y en cada escalón de tensión de la red, por lo que fomenta un consumo y unas decisiones de inversión eficientes.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifas aditivas, Tarifas de acceso, Tarifas reguladas

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son los costes soportados por las tarifas de acceso a las redes eléctricas, y cuáles las subvenciones?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, El déficit de tarifas, Consecuencias del déficit tarifario

Las tarifas integrales son los precios regulados, establecidos por el Gobierno y revisados con carácter trimestral, que los consumidores acogidos a la modalidad de suministro regulado deben pagar por el consumo de electricidad. Los consumidores acogidos a las tarifas integrales reciben el suministro eléctrico de la empresa distribuidora de su zona. Las tarifas que pagan los consumidores con suministro regulado se denominan “integrales” porque, en principio, incluyen la totalidad de costes de suministro de electricidad.

Por un lado, y a diferencia de las tarifas de acceso, las tarifas integrales deben incluir los costes de generación, establecidos por el gobierno teniendo en cuenta elementos como los precios en el mercado mayorista y el coste de la gestión comercial. La tarifa también debe incluir términos comunes con las tarifas de acceso, como son los costes de transporte y distribución, así como los costes permanentes de operación del sistema y del mercado y los pagos por capacidad. Finalmente, la tarifa debe reflejar otros costes, comunes con las tarifas de acceso, como impuestos, un término para gestión de residuos nucleares, las primas en régimen especial, las pérdidas de la red, la gestión de medidas, la cobertura de posibles déficits de años anteriores y el sobrecoste derivado de las extrapeninsulares.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifas integrales, Tarifas reguladas, Tarifas de último recurso, Tarifa de acceso

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son los costes soportados por las tarifas de acceso a las redes eléctricas, y cuáles las subvenciones?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, El déficit de tarifas, Consecuencias del déficit tarifario

La fijación de las tarifas (de acceso o integrales) por encima o por debajo de los costes reales de suministro genera distorsiones en el funcionamiento del mercado. La discrepancia entre la tarifa y los costes reales genera ineficiencia económica, pues los agentes no perciben el coste real de su consumo de electricidad. Este efecto se da tanto si los costes soportados por la tarifa son mayores o menores a los reales.

Por un lado, una tarifa inferior a los costes de suministro incentiva un consumo excesivo por parte de los consumidores (este mayor consumo lleva además consigo unas mayores emisiones de CO2, con lo que dificulta la consecución de los compromisos derivados del Protocolo de Kioto). También puede generar competencia desleal a la comercialización, puesto que al no estar regulada, las empresas comercializadoras deben transferir la totalidad de los costes a sus clientes, que acaban pagando en promedio un coste superior al de los clientes a tarifa.

Por otro lado, una tarifa superior a los costes, en cambio, pone en una situación de discriminación a aquellos consumidores que no tienen acceso directo al mercado o para quienes el acceso es más costoso.

Por último, una tarifa inadecuada genera incertidumbre en el mercado, puesto que la recuperación de los costes no sólo depende de las expectativas sobre la evolución del mercado, sino también de la determinación de las tarifas reguladas.

Todas estas distorsiones son especialmente notables si las diferencias entre los costes reales y la tarifa son persistentes a lo largo de un amplio intervalo de tiempo. En efecto, durante los últimos años, las tarifas integrales en España han sido establecidas sistemáticamente por debajo de los costes reales del suministro, hecho que ha dado lugar a la aparición de un déficit tarifario. El Sistema no puede cubrir los costes del servicio, por lo cual se infringe el principio de suficiencia tarifaria. Ello ha dado lugar a que la tarifa integral compita de forma desleal con los precios liberalizados ofrecidos por los comercializadores. Dichos costes deberán ser sufragados por los consumidores en el futuro, lo que genera un subsidio intertemporal entre los agentes en el mercado.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifas aditivas, Tarifas de acceso, Tarifas reguladas, Tarifas integrales, Tarifas de último recurso, Déficit tarifario

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son los costes soportados por las tarifas integrales (o de último recurso)? ¿Cuáles son los costes que deberían reflejarse en las tarifas de acceso a las redes eléctricas? ¿Cuáles son los costes soportados por las tarifas de acceso a las redes eléctricas, y cuáles las subvenciones?

FICHAS RELACIONADAS: Las tarifas reguladas, El Déficit de tarifas, Consecuencias del déficit tarifario

Todos los mercados son marginalistas. La Economía neoclásica utiliza los conceptos de valor marginal (valor de vender para una empresa y de comprar para un consumidor una unidad adicional) o coste marginal (coste de producir o de comprar una unidad adicional) para analizar el comportamiento de los agentes económicos. Por ejemplo, un productor que puede vender 140 unidades, para decidir si vende esas 140 unidades o es mejor aumentar a 141 (o es mejor sólo 139) compara el valor marginal de vender una unidad adicional (el ingreso marginal) con el coste producir esa unidad (el coste marginal). El productor decidirá producir y vender 141, es decir aumentar la producción, si el primero es mayor que el segundo, y preferirá producir 139, es decir disminuir la producción, si ocurre lo contrario. Por un razonamiento similar se concluye que la cantidad óptima es aquella para la que el valor marginal y el coste marginal coinciden.

Dadas unas condiciones institucionales, las decisiones de compra de un consumidor dependen de sus gustos, de su renta y de los precios de todos los bienes. Las decisiones de producción y de venta de una empresa dependen de su tecnología y de los precios de todos los factores de producción. Las decisiones de compra de los consumidores forman la demanda de un mercado, y las de venta de los productores la oferta.

Sea cual sea la estructura del mercado, pocos o muchos consumidores, pocos o muchos productores, todos los agentes comparan cuánto ganan y cuánto les cuesta su actividad para decidir cuánto comprar o cuánto producir y vender, independientemente de cuáles sean las reglas del mercado, por ejemplo, de si hay regulación o no. Por lo tanto, todos los mercados son “marginalistas”.

Bajo determinadas condiciones y cuando el mercado es competitivo, es decir hay muchos vendedores y muchos compradores, el comportamiento (marginalista) de los participantes lleva a decisiones de producción y de consumo que son económicamente eficientes y que se caracterizan por que en el mercado la oferta y la demanda coinciden a un precio por unidad del bien que es igual al coste marginal de producir la última unidad intercambiada. Esta es la razón por la que a menudo se utiliza el término “mercado marginalista” para referirse a aquél en el que el precio es igual al coste marginal.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Mercado, Coste marginal, Oferta, Demanda, Mercado marginalista

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son los monopolios naturales en el sector eléctrico y cómo puede evitarse que éstos impongan precios superiores a los eficientes? ¿Es lo mismo costes medios decrecientes y economías de escala? ¿Qué relación hay entre los costes medios y los costes marginales?

FICHA RELACIONADA: Formación de precios en el mercado diario de electricidad, Formación de precios en los mercados a plazo de electricidad.

La Comisión Nacional de Energía es el ente regulador de los sistemas energéticos. Sus objetivos son velar por la competencia efectiva en los sistemas energéticos y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumidores. Se entiende por sistemas energéticos el mercado eléctrico y los mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos.

La CNE fue creada por la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y su Reglamento fue desarrollado por el Real Decreto 1339/1999, de 31 de julio. Ha estado inicialmente inscrita al Ministerio de Economía, en la actualidad al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

La CNE tiene la facultad de hacer propuestas, de carácter preceptivo, para la elaboración de disposiciones generales que afecten a los mercados energéticos, para la planificación energética, y para la elaboración de los proyectos sobre determinación de tarifas, peajes y retribución de las actividades energéticas.

La CNE es, además, órgano consultivo en diversas materias, entre las que se encuentran la autorización de instalaciones energéticas (cuando son competencia de la Administración General del Estado o cuando solicitan informes las Comunidades Autónomas competentes) y las operaciones de concentración de empresas o toma de control de una o varias empresas energéticas por otra que realice actividades en el mismo sector.

Finalmente, la CNE tiene encomendadas diversas funciones de Inspección, de Resolución de conflictos entre los diversos agentes de los mercados eléctrico y de hidrocarburos, así como funciones ejecutivas en temas como liquidación de costes de transporte y distribución, iniciación de expedientes sancionadores, o autorización de participaciones por sociedades reguladas del sector.

El Consejo de Administración de la CNE está compuesto por un Presidente, que ostenta la representación legal de la Comisión, un Vicepresidente, siete Consejeros, y un Secretario que actúa con voz pero sin voto.

El Presidente, el Vicepresidente y los Consejeros son nombrados entre personas de reconocida competencia técnica y profesional, mediante Real Decreto, a propuesta del Ministro de Economía, previa comparecencia del mismo y debate en la Comisión competente del Congreso de los Diputados.

La composición actual del Consejo de la CNE es la siguiente:

Presidente: Alberto Lafuente Félez

Consejeros: Tomás Gómez San Román

Idoia Zenarrutzabeitia Beldarrain

Marina Serrano González

Joan Batalla Bejerano

Mª Teresa Baquedano Martín

Josép Mª Guinart i Solá

Para más información sobre la CNE, se puede consultar su página web:

http://www.cne.es

TÉRMINOS RELACIONADOS: CNE

FICHA RELACIONADA: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, El proceso de liberalización de los sectores energéticos, Competencia y poder de mercado, Competencia en el mercado eléctrico.

La Comisión Nacional del Mercado de Valores es el organismo encargado de la supervisión e inspección de los mercados de valores españoles y de la actividad de cuantos intervienen en los mismos. Su objetivo es velar por la transparencia de los mercados de valores españoles y la correcta formación de precios, así como la protección de los inversores.

La CNMV fue creada por la Ley 24/1988, del Mercado de Valores. Las Leyes 37/1998 y 44/2002 han actualizado el marco regulador para adaptarlo a las exigencias de la Unión Europea y han incorporando nuevas medidas para la protección de los inversores.

La acción de la CNMV como órgano de control se proyecta principalmente sobre las sociedades que emiten u ofrecen valores para ser colocados de forma pública, sobre los mercados secundarios de valores, y sobre las empresas que prestan servicios de inversión y las instituciones de inversión colectiva. La CNMV realiza un control de carácter prudencial que garantiza la seguridad de las transacciones de las instituciones de inversión colectiva y la solvencia del sistema.

El Consejo de Administración de la CNMV está compuesto por un Presidente, un Vicepresidente, el Director General del Tesoro y Política Financiera, el Subgobernador del Banco de España, otros tres Consejeros, y un Secretario que actúa con voz pero sin voto.

El Presidente, el Vicepresidente y los tres Consejeros non-natos son nombrados por el Gobierno a propuesta del Ministro de Economía, entre personas de reconocida competencia en materias relacionadas con el mercado de valores.

La composición actual del Consejo de la CNMV es la siguiente:

Presidente: Julio Segura Sánchez

Vicepresidente: Carlos Arenillas Lorente

Consejeros: Soledad Núñez Ramos (Dir. Gral. Tesoro y Política Financiera)

Jose Ma Viñals Íñiguez (Subgobernador del Banco de España)

Soledad Abad Rico

Rosa Rodríguez Moreno

Fernando Restoy Lozano

Secretario: Javier Rodríguez Pellitero

Para más información sobre la CNMV, se puede consultar su página web:

http://www.cnmv.es

TÉRMINOS RELACIONADOS: CNMV

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son las distintas formas de separar las actividades? Explicar en qué consiste, las ventajas y los inconvenientes de cada forma de separación: contable, funcional, jurídica y de propiedad.

FICHA RELACIONADA: Competencia y poder de mercado

La Comisión Nacional de la Competencia es un organismo público e independiente del Gobierno encargado de preservar, garantizar y promover la existencia de una competencia efectiva en los mercados en el ámbito nacional, así como de velar por la aplicación coherente de la Ley de Defensa de la Competencia.

La CNC fue creada por la Ley 15/2007, de 3 de julio, de Defensa de la Competencia.

La Ley de Defensa de la Competencia atribuye a la CNC funciones tanto instructoras como resolutorias en todos los procedimientos en materia de defensa de la competencia. Por tanto, la CNC está encargada de hacer cumplir la prohibición de todo acto que restrinja, impida o falsee la competencia, y en concreto: la fijación, de forma directa o indirecta, de precios o de otras condiciones comerciales o de servicio; la limitación o el control de la producción, la distribución, el desarrollo técnico o las inversiones; el reparto del mercado o de las fuentes de aprovisionamiento; o la aplicación, en las relaciones comerciales o de servicio, de condiciones desiguales para prestaciones equivalentes que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros. La CNC tiene también funciones de arbitraje, competencias consultivas y labores de promoción de la competencia en los mercados.

El Consejo de Administración de la CNC está compuesto por un Presidente, un Vicepresidente, otros cinco Consejeros, y un Secretario que actúa con voz pero sin voto.

El Presidente y los Consejeros son nombrados por el Gobierno a propuesta del Ministro de Economía, entre juristas, economistas y otros profesionales de reconocido prestigio, previa comparecencia ante la Comisión de Economía del Congreso, que versará sobre la capacidad y conocimientos técnicos del candidato propuesto. El Consejo elige, entre los Consejeros, un Vicepresidente.

La composición actual del Consejo de la CNC es la siguiente:

Presidente: Luis Berenguer Fuster

Vicepresidente: Fernando Torremocha y García-Sáenz

Consejeros:Emilio Conde Fernández-Oliva

Miguel Cuerdo Mir

Pilar Sánchez Núñez

Julio Costas Comesaña

Mª Jesús González López

Inmaculada Gutiérrez Carrizo

Secretario: Rafael García Monteys

Para más información sobre la CNC, se puede consultar su página web:

http://www.cncompetencia.es/

TÉRMINOS RELACIONADOS: CNC, Cártel, Colusión, Monopolio, Monopolio natural, Oligopolio, Poder de mercado, Posición dominante.

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son las funciones de la Comisión Nacional de la Energía (CNE)? ¿Quién compone su Consejo de Administración y cómo se nombra a sus miembros?

FICHA RELACIONADA: Competencia y poder de mercado, Competencia en el mercado eléctrico

El Gobierno, el regulador, cuando interviene en un mercado, no consigue necesariamente alcanzar la solución eficiente con sus medidas. Se denominan fallos del regulador todas aquellas circunstancias que pueden interferir en el diseño de medidas dirigidas a conseguir eficiencia en los mercados.

Por una parte, las medidas del Estado pueden ser resultado de las acciones e interacciones con electores, políticos, grupos de presión, funcionarios, burócratas y otros agentes de la economía que intentan sesgar en su favor las decisiones regulatorias. Además, el regulador suele tomar decisiones con un horizonte temporal corto lo que puede llevar a olvidar consecuencias de largo plazo.

Por otra parte, diseñar estas medidas y llevarlas a la práctica exige conseguir mucha información y capacidad para procesarla. Además debe tenerse en cuenta cómo reaccionarán los agentes a la regulación ya que la intervención cambia las reglas del juego y afecta a los incentivos de las empresas. Por ejemplo, si los precios se fijan iguales a los costes de operación, y son revisados frecuentemente, las empresas no tendrán incentivos a reducirlos.

Estos factores (la toma de decisiones con presiones no ligadas a la eficiencia económica, las diferencias entre la eficiencia de corto plazo y la de largo plazo, y los costes de información) hacen que las políticas que se aplican estén sesgadas y no lleven necesariamente a una mejora en eficiencia.

TÉRMINOS RELACIONADOS: CNE

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son las funciones de la Comisión Nacional de la Energía (CNE)? ¿Quién compone su Consejo de Administración y cómo se nombra a sus miembros? ¿Se pueden reducir las barreras a la entrada y a la salida en el sector eléctrico para acercarlo a un mercado impugnable? ¿Cuáles son las distintas formas de separar las actividades? ¿Cuáles son los costes soportados por las tarifas de acceso a las redes eléctricas, y cuáles las subvenciones? ¿Qué consecuencias tiene que las tarifas se fijen por encima de los costes reales de suministro? Y ¿Qué consecuencias tiene que las tarifas se fijen por debajo de los costes reales de suministro? ¿Qué son las obligaciones de servicio público? ¿Qué intervenciones administrativas se mantienen en el sector eléctrico y cuáles se han eliminado como consecuencia de la liberalización? ¿Por qué se mantiene una planificación centralizada de la red de transporte eléctrico? ¿Qué son los pagos por capacidad? ¿Cuáles son las diferencias entre regulación cost-plus y regulación basada en incentivos?

FICHA RELACIONADA: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, El cambio climático y el protocolo de Kioto, El esquema cap-and-trade y los incentivos a reducir emisiones, El plan nacional de asignación de derechos de emisión (PNA), La internalización del precio de los derechos de emisión, Asignación gratuita de derechos e ingresos de los generadores

El sector eléctrico puede dividirse en distintas actividades: generación, transporte, distribución, comercialización y operación del sistema. Si bien tradicionalmente todo el sector estaba fuertemente intervenido, actualmente las actividades de generación y comercialización han sido liberalizadas, mientras que las actividades de transporte, distribución y operación del sistema y del mercado se mantienen reguladas. Ello es debido a su característica de monopolio natural.

El hecho de que estas actividades estén reguladas no significa que sean de propiedad pública: estas actividades están gestionadas por empresas privadas sujetas a una estricta regulación. La diferencia primordial entre actividades liberalizadas y no liberalizadas es que las primeras son retribuidas por el mercado, mientras que las segundas son retribuidas mediante criterios de regulación administrativa.

La retribución de las actividades de transporte y distribución está determinada administrativamente, y se revisa periódicamente. La retribución del transporte, se establece atendiendo a los costes de inversión y operación y mantenimiento de las instalaciones. La retribución de la actividad de distribución se establece reglamentariamente para cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad. Asimismo, se regulan las condiciones de acceso a dichas redes por parte de generadores y consumidores.

La regulación de las actividades de distribución y transporte de electricidad debe ser clara, transparente, predecible y estable, para que estas empresas puedan atraer al mínimo coste el capital necesario para llevar a cabo las inversiones que aseguren un suministro de calidad.

Las actividades de operación del sistema están también reguladas, debido a que requieren la coordinación de todos los agentes del sector. Si bien hay una empresa privada a cargo de la operación del sistema, el regulador aprueba los procedimientos que el operador del sistema debe seguir. El regulador también establece participaciones máximas en esta empresa por parte de aquellas empresas con actividades eléctricas, con el objetivo de garantizar su carácter independiente y neutral. Asimismo, se establece la información que esta empresa debe proporcionar públicamente.

Las actividades de generación y comercialización de electricidad, si bien se desarrollan en el marco del mercado, también están sujetas a supervisión por parte de las autoridades de defensa de la competencia, que velan por el funcionamiento competitivo del mercado. Asimismo, están sujetas a intervención (como la creación del mercado de derechos de emisión o el establecimiento de límites a las emisiones de ciertos contaminantes) para compensar por las externalidades negativas derivadas de la generación eléctrica.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Liberalización

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Cuáles son los monopolios naturales en el sector eléctrico y cómo puede evitarse que éstos impongan precios superiores a los eficientes? ¿Se pueden reducir las barreras a la entrada y a la salida en el sector eléctrico para acercarlo a un mercado impugnable o contestable? ¿En qué consiste la integración vertical de actividades en el sector eléctrico? ¿Cuáles son las distintas formas de separar las actividades?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, El proceso de liberalización de los sectores energéticos

La gestión centralizada de la red de transporte se considera necesaria para una operación eficiente del sistema. La red de transporte está compuesta por líneas de alta tensión que conectan los puntos de generación con las grandes zonas de consumo, desde donde la electricidad es distribuida. Debido a las características del proceso de transporte de electricidad, es necesario garantizar la estabilidad del sistema en su conjunto para asegurar la fiabilidad del sistema.

También debido a las complementariedades que existen entre generación, transporte y distribución, se debe asegurar que la red de transporte satisfaga las condiciones adecuadas para minimizar los costes del sistema. En este sentido, se considera que la propiedad de la red de transporte en manos de agentes con activos de generación podría distorsionar los incentivos a conseguir una red de transporte equilibrada. En ausencia de regulación, una empresa de transporte también podría tener incentivos perversos, como aumentar los activos a construir para aumentar su retribución, beneficiar al generador o comercializador de su grupo, beneficiar a su empresa frente a otros transportistas, etc.

Por estos motivos, la planificación de la red de transporte se realiza de forma centralizada en España. El regulador y la empresa responsable de la red, Red Eléctrica Española (REE), llegan a acuerdos periódicos para determinar la construcción de nuevas instalaciones eléctricas, los costes de las cuales son financiados mediante tarifas de acceso en régimen regulado.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Tarifa de acceso

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Por qué no se hace una planificación centralizada de la red de distribución eléctrica?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas

Las redes de distribución son aquellas que se encargan de hacer llegar la electricidad desde las redes de transporte a los puntos de consumo final. Habitualmente, esta actividad se realiza mediante una única empresa para una zona geográfica determinada y es esta empresa la responsable de acomodar la red de distribución a las necesidades de cada zona para asegurar el suministro. La diferencia con el transporte es que éste se realiza con un número relativamente reducido de instalaciones de gran tamaño que afectan a todo el sistema, mientras la distribución se realiza con un número relativamente elevado de instalaciones que afectan sólo a su zona de distribución y que en su totalidad (para todas las zonas) son, además, muy difícilmente controlables centralizadamente.

Para asegurar que la red de distribución cumple los objetivos de minimización de costes, así como los objetivos de calidad del servicio del suministro, la empresa responsable de cada zona es retribuida según un mecanismo de incentivos, que tiene en cuenta los costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, un modelo que caracteriza su estructura, los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad. Las compensaciones/penalizaciones en materia de calidad de suministro se establecen con respecto a una serie de estándares de calidad del suministro. Estos se establecen en número de minutos de interrupción al año (TIEPI o tiempo de interrupción equivalente a la potencia instalada) y en número de interrupciones del suministro por año (NIEPI o número de interrupciones equivalentes a la potencia instalada).

OTRAS PREGUNTAS FRECUENTES RELACIONADAS: ¿Por qué se mantiene una planificación centralizada de la red de transporte eléctrico?

FICHAS RELACIONADAS: Actividades reguladas, El proceso de liberalización de los sectores energéticos

Los pagos por capacidad son aquella remuneración que las unidades de generación cuando están disponibles reciben por el servicio que prestan al contribuir a la fiabilidad del sistema, independientemente de su nivel de producción. Consiste en un mecanismo de retribución regulado y complementario al mercado que contribuye a que exista mayor potencia instalada de la que hubiera sólo con los ingresos mediante mercado. De esta forma se consigue un doble objetivo: que exista capacidad suficiente para atender la demanda en los momentos de máximo consumo (es decir, que se cubra la demanda objetivo) y suavizar los precios del mercado en esos momentos.

Debido a la naturaleza del mercado eléctrico, en que demanda y oferta deben ajustarse en tiempo real, es necesario disponer de una capacidad de generación suficiente para suministrar en los momentos de mayor demanda, lo que conlleva que parte del parque de generación se utilice muy pocas horas del año. Una manera de calcular el importe de los pagos por capacidad es considerar que éstos remuneran el servicio que estas unidades proveen al estar disponibles en esas pocas horas, y contribuyen al cubrimiento de sus costes fijos.

En su actual forma en el sistema español, los pagos por capacidad también sirven al propósito de atraer nueva capacidad, mediante el establecimiento de una remuneración fija durante diez años a nuevas plantas de generación, que facilite la recuperación de los costes de inversión.

Los pagos por capacidad son financiados a través de cargos aplicados a los agentes que adquieren energía en el mercado mayorista. Estos cargos tienen una cierta diferenciación horaria para reflejar el hecho que, debido a las fluctuaciones de la demanda, el valor del servicio prestado por disponibilidad de potencia también fluctúa.

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En una regulación del tipo cost-plus, la remuneración de las empresas reguladas se ajusta anualmente a los costes por ellas incurridos (incluyendo el coste de oportunidad de los capitales utilizados, es decir, el coste de los fondos propios). En cambio, en la regulación basada en incentivos, la remuneración de las empresas reguladas se ajusta a los costes incurridos solamente al cabo de varios años (el denominado “periodo regulatorio”).

Una de las ventajas de la regulación cost-plus es que se asegura la cobertura de los costes de las empresas año a año, de modo que la retribución a los accionistas es más estable y por ello éstos requieren una menor retribución por los fondos que aportan. No obstante, al asegurar la cobertura de los costes incurridos año a año, la empresa regulada no tiene incentivos a minimizar sus costes. Es por ello que una regulación cost-plus requiere de una fuerte intervención del regulador en las decisiones de la empresa. No obstante, en presencia de información asimétrica entre el regulador y las empresas, el regulador puede no identificar todas las posibilidades de reducción de costes y el resultado es un mayor coste de explotación (compensado parcialmente, como ya se ha indicado, por un menor coste de captación de fondos propios de los accionistas).

Bajo los mecanismos por incentivos, las empresas reguladas tienen incentivos para reducir sus costes pues durante el periodo regulatorio sus ingresos vienen determinados por una fórmula que no depende de sus costes reales, sino de los previstos por el regulador. De este modo, la empresa retiene (al menos hasta la siguiente revisión regulatoria) cualquier ganancia de eficiencia que obtenga. Esto le da incentivos a minimizar sus costes, lo cual se acaba traduciendo en menores costes de suministro para los consumidores cuando se realiza el reajuste de ingresos a costes al comienzo del siguiente periodo regulatorio.

Un ejemplo práctico de mecanismos de regulación por incentivos es la regulación en base a un price cap, que se basa en una fórmula del tipo IPC-X, en la que la retribución varía según la tasa de inflación (IPC) y un factor de mejora esperada de la productividad (X). El factor X se fija de forma que la retribución esperada se ajuste a los costes esperados. Es importante señalar que el incentivo a la eficiencia proviene del hecho de que la retribución no se ajusta constantemente a los costes incurridos, y no proviene del nivel de factor X (es decir, el factor X no es un “objetivo” de eficiencia, que da mayores incentivos a la eficiencia cuanto más agresivo sea el regulador, sino que se trata de la “previsión” de las ganancias de eficiencia).

Para evitar que una empresa bajo un esquema de regulación por incentivos maximice sus beneficios durante el periodo regulatorio simplemente dejando de invertir y de mantener sus activos, este tipo de regulación necesita que exista un esquema de incentivos/penalizaciones a la calidad. Si los incentivos/penalizaciones reflejan el valor de la calidad (o el perjuicio de los fallos de calidad) para los consumidores, las empresas tendrán los incentivos adecuados para proveer el suministro con una calidad acorde con las preferencias de los consumidores.

En la práctica, los esquema regulatorios son mixtos, y combinan elementos de cost-plus para determinados costes (generalmente los no controlables) y de regulación por incentivos (para el resto).

En comparación con los esquemas de regulación de tipo cost-plus, se considera que los esquemas de regulación por incentivos tienen la ventaja de que no se ven tan afectados por las posibles asimetrías de información entre el regulador y la empresa, ya que ésta última tiene incentivos a minimizar sus costes para maximizar sus beneficios. Por otra parte, la regulación por incentivos deja a los activos regulados sujetos a una mayor discrecionalidad por parte del regulador que la regulación cost-plus (por ejemplo, la retribución está sujeta a revisiones periódicas) por lo que este mayor riesgo implicaría un coste de capital algo superior.

Sea cual sea el tipo de regulación elegido, éste debe dar a las empresas perspectivas razonables de recuperar los costes incurridos, y debe resultar claro, transparente, predecible y estable, de forma que las empresas del sector puedan atraer capital a mínimo coste, para asegurar un suministro de calidad y al menor precio para el consumidor.

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Cifra de negocio = ingresos obtenidos por la empresa en el periodo en el ejercicio de su actividad habitual (ventas)

Cifra de negocio – coste de explotación (materiales, mano de obra, , …) = Resultado bruto de explotación o EBITDA.

EBITDA – costes fijos (amortizaciones y provisiones) = Resultado neto de explotación o EBIT

EBIT – Gastos financieros = Beneficio antes de impuestos (BAI)

Beneficio antes de impuestos – Impuesto de sociedades = Beneficio neto

Una empresa obtiene beneficios extraordinarios cuando los beneficios que obtiene (después de pagar todos los costes, dividendos, amortizaciones, impuestos, …) son superiores a los que obtendría en condiciones de competencia perfecta. A veces los beneficios extraordinarios se producen por causas puntuales. Cuando son recurrentes, la actividad gana interés y bien estas empresas ampliarán su actividad u otras desearán entrar en este mercado.

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Las siglas ROA corresponden al término inglés “Return on assets”. El ROA se utiliza para calcular la rentabilidad económica de una empresa ya que mide la rentabilidad en función del tamaño de la sociedad: se calcula como el cociente entre el beneficio antes de intereses e impuestos (EBIT) y el total del activo. Tener un ROA elevado es bueno porque indica que se obtiene más rentabilidad del activo. El estudio del ROA permite conocer la evolución de la productividad del activo de la empresa. Por ejemplo, si una empresa en el año 2005 tenía un ROA de 0.16 y en el año 2006 el ROA es de 0.14 la caída indica que la empresa pierde rentabilidad de su activo. También es necesario que el ROA sea superior al coste medio de la financiación (intereses de la deuda más dividendos) para que el beneficio de la empresa permita atender el coste de financiación.

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Un contrato de futuros es un acuerdo entre dos partes, un comprador y un vendedor, para intercambiar un determinado activo a un cierto precio en una fecha futura. Son contratos que están normalmente estandarizados para fechas, vencimientos y cuantías específicos y se compran y venden en mercado organizados. Tanto los compradores como los vendedores suelen estar obligados a dar una garantía previa, que normalmente es una pequeña fracción del valor del contrato.

Un contrato de futuros establece hoy los términos de una transacción que se saldará más tarde. Por ello, los mercados de futuros ofrecen a los agentes un mecanismo que les permiten protegerse de los movimientos adversos en los precios de un bien determinado. Es decir, los futuros pueden ser usados como efecto de cobertura: minimizar el efecto de las fluctuaciones en los precios.

Los contratos de futuros se usan también en ocasiones para fines especulativos, apostando por un cierto movimiento en el precio del activo. De igual manera, pueden ser utilizados como una herramienta de arbitraje: tomando ventaja de las diferencias en los precios entre el mercado de corto plazo y el mercado a futuro, para realizar operaciones simultáneas de compra y venta que generen una ganancia.

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Se denominan fallos de mercado todas aquellas circunstancias que pueden interferir en la asignación eficiente de los mercados competitivos.

Los fallos de mercado pueden ser debidos a razones exógenas, es decir, a las características intrínsecas de los bienes o de los procesos de producción o consumo, o pueden venir causados por las decisiones de los agentes cuando las características del mercado permiten que su comportamiento tenga efectos sobre el precio.

Las soluciones para mitigar los efectos negativos de los fallos de mercado debidos a razones exógenas vienen en general asociadas a la creación de mercados y la regulación, los debidos a razones endógenas vienen en general asociadas a las reglas de defensa de la competencia. Se discuten a continuación los principales fallos de mercado y las soluciones que se suelen proponer.

Una externalidad se produce cuando las actividades de un agente económico afectan las actividades de otro de forma que no queda reflejada en las transacciones del mercado. Las externalidades pueden estar generadas por las empresas o por los individuos, y pueden ser negativas (perniciosas) o positivas (beneficiosas). Las primeras son las que perjudican a otros agentes, por ejemplo la contaminación de un río asociada a un proceso de producción o el ruido generado por un aeropuerto o una discoteca. Las segundas son las que benefician a otros como tener un jardín particular bien cuidado que otros pueden disfrutar o el más conocido del apicultor y el agricultor cuyas abejas y manzanos se benefician mutuamente de la proximidad del otro.

Las externalidades provocan asignaciones ineficientes de los recursos porque los precios del mercado no reflejan los costes o beneficios adicionales a terceros. Quien genera la externalidad considera sus costes y beneficios privados y no los sociales. Por ello, en el caso de las externalidades negativas el agente decisor produce más del bien que genera la externalidad que lo socialmente óptimo, mientras en el caso de las externalidades positivas el agente produce una cantidad menor de la socialmente óptima.

Para solucionar esta distorsión asociada al hecho de que no existe un mercado (un precio o transacción) para la externalidad las soluciones pasan por hacer que el agente que genera la externalidad “internalice” sus consecuencias. En el caso de una externalidad negativa ello implica que cueste ejercer la externalidad, debiendo ser el coste igual al coste social que genera. Las soluciones tradicionales son asociar impuestos o subvenciones (llamados pigouvianos) a quien genera la externalidad de manera que los costes privados más los impuestos (o las subvenciones) sean iguales a los costes (o beneficios) sociales.

Otra solución es crear un mercado para la externalidad, asociando derechos de propiedad sobre ella. La solución basada en la asignación de los derechos de propiedad o permisos se basa en la idea de que las situaciones con externalidades se pueden entender como aquellas en la que no están bien definidos los derechos de propiedad. Por ejemplo, en una habitación cerrada los fumadores generan una externalidad negativa sobre los no fumadores al hacerles respirar el humo de los cigarros. Sin embargo, si los derechos de propiedad sobre el aire están asignados a los no fumadores, fumadores y no fumadores podrían negociar sobre el nivel de humo, de tal modo que los fumadores compensaran a los no fumadores por las molestias del humo del tabaco.

Una tercera solución es la regulación. El sector público puede establecer normas legales que fijen el nivel óptimo de producción o consumo en presencia de externalidades por ejemplo a través de emitir un número de permisos que los agentes intercambian en el mercado.

La aplicación de impuestos y subvenciones, así como de la regulación, necesita que el responsable de diseñar estas medidas conozca la valoración marginal de los efectos externos por parte de los agentes. Surge un problema de revelación de preferencias, ya que los agentes podrían tener incentivos para mentir sobre su valoración marginal de los efectos externos.

Los bienes públicos (puros) son aquellos cuyo consumo por parte de un individuo no disminuye la cantidad disponible para otros y que una vez producidos no se puede excluir a nadie de su disfrute. Las características anteriores se traducen en lo que se llama un bien no excluible y no rival.

Cuando los bienes públicos se proveen de forma descentralizada, es decir cada individuo aporta a la producción del bien público lo que desea, lo hace comparando sus beneficios y sus costes individuales, lo que se traduce en subinversión si se trata de producir el bien (y en sobre explotación si se trata de utilizar un bien disponible) y no se provee la cantidad eficiente. Este problema se conoce como problema del polizón (“free-rider”) o como «la tragedia de los comunes». También corresponde a lo que se conoce como un problema de riesgo moral. Las soluciones a este problema pasan por que el regulador planifique cuánto se produce del bien y cargue a los individuos precios personalizados iguales a su valoración del bien (precios de Lindhal).

El monopolio lleva a soluciones que son ineficientes en términos económicos porque, al buscar maximizar el beneficio, crea escasez para conseguir vender más caro. Ello lleva a que el precio al que vende el monopolio sea superior al coste marginal de producir. Si la existencia de una sola empresa no es debida a que se trate de un monopolio natural, la solución es conseguir que más empresas entren y produzcan en el mercado. Si se trata de un monopolio natural (debido, por ejemplo, a la presencia de fuertes costes fijos), la entrada de más empresas puede llevar a una solución todavía peor ya que cada una de ellas produciría con costes medios (y a veces marginales) más altos.

En el caso de los monopolios naturales una propuesta de regulación habitual es el control de precios, obligando a fijar precios inferiores a los que el monopolista hubiese elegido. La regla más mencionada es la obligación de fijar el precio igual al coste marginal. Sin embargo, a este precio la empresa sufrirá pérdidas y preferirá no producir. Sería necesario cubrir las pérdidas asociadas a los costes fijos mediante una subvención con fondos públicos. Otra posibilidad es apartarse de la tarifa marginalista y fijar el precio igual al coste medio. En este caso el monopolio no hace pérdidas pero la solución seguirá sin ser eficiente. Apartándose de las tarifas lineales, pueden utilizarse sistemas en el que todas las unidades no tengan el mismo precio (en media). Este es el caso de la utilización de tarifas binomiales o en dos partes (o no lineales). Si se utiliza un precio por unidad igual al coste marginal y un cargo fijo que permita cubrir los costes fijos (el déficit de la tarifa marginalista) se puede recuperar la eficiencia económica.

Cuando los monopolistas pueden discriminar precios extraen más excedente de los consumidores pero la situación en términos económicos es más eficiente. Aplicar impuestos a la actividad y redistribuirlos es otra de las soluciones propuestas para abordar el problema.

Respecto de las razones endógenas de la existencia de fallos de mercado, las que no están asociadas a las anteriores causas sino que se deben a la elección de los agentes económicos, estos pueden ser muchos en un mercado pero actuar de forma coordinada, coludir para extraer más excedente. Los organismos encargados de velar por la competencia (en España, La Comisión Nacional de la Competencia) son los que controlan, identifican y castigan los abusos de poder de mercado.

La regulación se enfrenta al problema de tener menos información que las empresas y los consumidores sobre aspectos importantes para diseñar las reglas.

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Una opción es un contrato que da a su poseedor el derecho a vender (“opciones put”) o comprar (“opciones call”) un activo (que se llama “activo subyacente”) a un precio determinado (el “precio de ejercicio”) en una fecha prefijada.

Una opción de compra (call) otorga al comprador el derecho a adquirir el activo subyacente al precio de ejercicio, en la fecha pactada. Lógicamente, el comprador sólo ejerce el derecho cuando el valor de ejercerlo es positivo, es decir cuando el precio del activo subyacente en el mercado es superior al precio de ejercicio. Similarmente, una opción de venta (put) otorga derecho a su titular a vender el activo subyacente al precio de ejercicio en la fecha pactada. El derecho se ejerce cuando la relación es positiva, es decir cuando el precio del activo subyacente en el mercado es inferior al precio de ejercicio.

En un contrato de opción, los derechos y obligaciones y, en consecuencia, las posiciones ante el riesgo del comprador y del vendedor son asimétricas. Así, el comprador tiene el derecho (no la obligación) de comprar o vender (ejercer la opción). Sin embargo el vendedor sólo tiene obligaciones, en el sentido de que tendrá que vender o comprar siempre que (y sólo cuando) el poseedor de la opción decide ejercerla.

Un agente económico vende una opción porque recibe una compensación monetaria del comprador. Es decir, los contratos de opción tienen un precio, denominado prima que deberá compensar al vendedor por el riesgo que asume.

Una opción de venta es muy similar a un contrato de seguros: permite al agente que posee un activo asegurarse en el futuro, al menos, un cierto pago a cambio de una prima (de igual forma que un seguro contra incendios asegura que un piso no pierde un cierto valor). Por otro lado, una opción de compra también tiene elementos de seguro, ya que permite al agente adquirir en el futuro un activo a un precio máximo: si el precio del mercado del activo es superior al precio de ejercicio, ejercerá la opción para adquirir el activo a ese precio. En este sentido, los agentes que venden opciones son similares a empresas aseguradoras.

Al igual que los contratos de futuros, los contratos de opción se pueden usar con fines especulativos, apostando por una bajada o subida del precio del activo.

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Debido a las características del mercado eléctrico, existen algunas actividades en las que es menos costoso que exista una única empresa prestando el servicio, en vez de tener varias empresas prestándolo a la vez. En particular, el transporte y la distribución de electricidad (servicios de red) son monopolios naturales porque, para minimizar los costes del sistema, es más eficiente tener un único sistema de red (que puede estar explotado por una o varias empresas) que no dos sistemas paralelos. En el mercado español, existe una empresa principal que se encarga del transporte de electricidad, Red Eléctrica de España, si bien existe más de una empresa dedicada a la distribución, cada una de ellas se encarga de la distribución en un territorio determinado.

El transporte y la distribución son actividades que se mantienen reguladas, pese a la liberalización del mercado, debido a su condición de monopolios naturales. Para evitar que las empresas impongan precios superiores a los eficientes, la regulación establece administrativamente la retribución de estos servicios, con el objetivo de garantizar el suministro y la calidad de los mismos al menor coste posible. La retribución de la actividad de transporte se establece reglamentariamente atendiendo a los costes de inversión y operación y mantenimiento de las instalaciones, mientras que la retribución de la actividad de distribución se establece reglamentariamente para cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad.

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Los conceptos de costes medios decrecientes (es decir, cuanto más se produce se incurre en menores costes unitarios por unidad producida) y economías de escala son equivalentes. Sin embargo, estos conceptos y el de monopolio natural no son equivalentes. Una industria presenta características de monopolio natural cuando la producción debe realizarse por razones económicas en una única empresa. Hay dos razones por la que éste puede ser el caso: bien porque la tecnología presenta economías de escala (el coste medio es decreciente) para cualquier nivel de producción, bien porque la tecnología, aun teniendo tramos con economías de escala y otros con deseconomías de escala, opera a una escala tal que se incurre en un coste menor cuando produce una única empresa (esta característica depende del tamaño de la demanda).

Las figuras ilustran la discusión anterior. Cuando el coste medio tiene forma de U, es decir, en función del nivel de producción el coste medio es creciente o decrecientes, hay economías de escala a la izquierda del mínimo de los costes medios y deseconomías de escala a la derecha de este mínimo.

Si la demanda lleva a producir una cantidad mayor que la que corresponde al mínimo de los costes medios pero, aun así, dos empresas incurrirían en mayores costes que sólo una, entonces tenemos un monopolio natural.

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Se entiende por barreras de entrada aquellos elementos que conllevan costes más altos a las empresas entrantes respecto a aquellas que ya están operando en el mercado. Se pueden enumerar varias barreras de entrada en el mercado eléctrico que afectan a las distintas actividades liberalizadas de generación y comercialización: un posible agotamiento de nuevos emplazamientos para desarrollar centrales de cierta tecnología, existencia de activos estratégicos en manos de las empresas existentes antes de la liberalización, dificultades para la venta de la electricidad producida, integración vertical de grupos empresariales a lo largo de la cadena de valor, necesidad de información que está en posesión de las empresas existentes antes de la liberalización, costes derivados de una compleja regulación o reglas del mercado, costes de participación en el mercado, etc.

Los legisladores/reguladores europeos y nacionales de los Estados miembros de la UE han estimado que las barreras a la entrada en el sector eléctrico son resolubles o poco significativas. La labor de los reguladores ha consistido en reducir o eliminar las barreras de entrada que se consideran significativas para que el funcionamiento con criterios de mercado en las actividades de generación y comercialización lleve a una solución eficiente en el corto y largo plazos. En el caso español, por ejemplo, se exige separación legal y funcional de diferentes negocios, se ha creado un mercado mayorista de corto plazo muy líquido, se han desarrollado mercados mayoristas a plazo, se obliga a que determinada información en manos de las empresas distribuidoras eléctricas sea compartida por todos los comercializadores, se ha creado la Oficina de Cambio de Suministrador, etc. El efecto positivo de estas medidas se puede observar en el gran número de nuevos entrantes en la actividad de generación desde la liberalización. En comercialización no se ha tenido tanto éxito en nuevos entrantes, principalmente, por el bloqueo de este mercado que ha supuesto la existencia de una tarifa por debajo de costes.

En este sentido, es importante resaltar que el marco regulatorio también puede generar barreras de entrada. Como ya se ha indicado, la presencia de tarifas de suministro reguladas por debajo de los costes de proveer el servicio, puede hacer la entrada en actividades de comercialización poco atractiva.

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Se entiende por barreras de salida aquellos obstáculos que dificultan la salida del mercado por parte de una empresa, aunque esté incurriendo en pérdidas (es decir, no esté cubriendo la totalidad de sus costes). Debido a que el sector eléctrico precisa de grandes inversiones, con una larga vida útil, y que son irreversibles una vez llevadas a cabo (es decir, no se pueden destinar a otro uso), se puede considerar que el sector presenta importantes barreras de salida.

Por un lado, y especialmente para las actividades de generación, existen importantes costes hundidos que deben recuperarse a lo largo de la vida útil de las plantas eléctricas, que hace que una vez hecha la inversión en una planta de generación pueda ser más rentable permanecer en el mercado, aún cuando no se cubran los costes totales, siempre que se recuperen los costes variables. Por otro lado, no existe una alternativa de uso para la mayoría de estos activos en mercados de negocio alternativo. Ello hace que la venta de los activos para salir del mercado sea posible sólo a empresas que desean participar en él.

Otros aspectos que pueden incrementar las barreras de salida en el mercado son las interrelaciones estratégicas con otras partes del grupo que puedan otorgar importancia estratégica a estar en una actividad concreta, por ejemplo en términos de imagen, capacidad comercial o acceso a mercados financieros. Finalmente, la presencia de compromisos a largo plazo con comercializadores o proveedores de materias primas puede dificultar la salida del mercado.

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La reducción de las barreras de entrada y salida en el mercado es importante para garantizar un funcionamiento competitivo de las actividades liberalizadas del mercado, y es por ello que muchas de las medidas liberalizadoras del mercado eléctrico van dirigidas a ello. La posibilidad de reducir estas barreras va estrechamente ligada a la naturaleza de la causa que las origina.

Por ejemplo, si una regulación complicada y un acceso difícil a la información incrementan las barreras de entrada en el sector, es posible reducirlas estableciendo criterios de transparencia y publicidad de la información referente al funcionamiento y reglas del mercado, que hagan dicha información más asequible para los entrantes potenciales. En este sentido, existen provisiones legales que requieren que la información del mercado y de su operación sea transparente y accesible.

Por otra parte, también se hace necesario un análisis de la regulación existente para la localización y eliminación de las posibles barreras de entrada de origen regulatorio. Este es el caso, por ejemplo, de la existencia de unas tarifas reguladas de suministro de electricidad por debajo de costes como alternativa al suministro a precio competitivo, lo que puede hacer que los consumidores opten por el suministro a precio regulado, impidiendo que el suministro a precio libre no se desarrolle.

En otro contexto, si existen prácticas por parte de las empresas ya instaladas que aumentan las barreras de entrada y disuaden a entrantes potenciales, dichas prácticas deben restringirse mediante legislación en defensa de la competencia que asegure que estos comportamientos son penalizados.

Finalmente, también se pueden tomar medidas para aumentar la impugnabilidad de un mercado eléctrico nacional mediante una mejor integración de los mercados eléctricos europeos, actualmente articulada mediante reglamentos a nivel de la Unión Europea para la creación de un mercado interior de electricidad.

Si bien es difícil eliminar completamente las barreras de entrada y salida en el mercado eléctrico, todas estas medidas hacen que las actividades de generación y comercialización eléctrica se acerquen a un mercado impugnable, atacable o contestable, en el que la sola existencia de entrantes potenciales impone una disciplina en los precios que fijan las empresas ya establecidas. El caso español es un ejemplo de mercado en el que, en estos últimos años, ha habido un gran número de nuevos entrantes en generación eléctrica. En el caso de la comercialización no ha sido así por la existencia de una tarifa regulada por debajo de costes que no ha permitido que esta actividad sea atractiva para nuevos entrantes.

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Existen economías de escala en la mayoría de segmentos del sector eléctrico, si bien su magnitud es muy distinta. La gestión de la red de transporte y distribución está sujeta a importantes economías de escala, teniendo carácter de monopolio natural, que representan las actividades de red. En este sentido, también hay importantes economías de escala en la red de gaseoductos.

En las actividades de generación, las economías de escala son más limitadas y consisten en la mejor productividad de plantas a mayor capacidad de producción. Dependiendo del tipo de combustible utilizado, existe un tamaño óptimo para la generación eficiente de electricidad. Los progresos tecnológicos de los últimos años, así como el cambio a tecnologías basadas en el gas natural, han reducido el tamaño óptimo de las plantas de generación así como los costes fijos de esta inversión, reduciendo la magnitud de las economías de escala en esta actividad.

En el sector de comercialización, las economías de escala son muy limitadas, y se derivan del aprovechamiento de la estructura de la empresa para proveer el servicio a varios clientes.

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Las economías de alcance se relacionan con el ahorro de recursos y de costes que obtienen las empresas como consecuencia de producir dos o más bienes o servicios de forma conjunta.

En el caso del mercado eléctrico, existen economías de alcance en la actividad de comercialización, pues una misma empresa puede aprovechar su estructura comercial para ofrecer distintos productos (gas, mantenimiento de instalaciones, telefonía, seguros del hogar, etc) a los consumidores de electricidad.

De manera similar, hay también un beneficio en la participación conjunta en generación y comercialización por parte de un mismo grupo empresarial, pues se aprovechan parte de los servicios que son comunes en ambas actividades. Por ejemplo, disponer de un gabinete técnico en asesoramiento legal, que se encargue de entender las disposiciones legales que reglamentan el funcionamiento del mercado y se asegure que la participación en ambas actividades se hace acorde con las normas establecidas. Este efecto no es muy significativo, ya que, aunque el mismo cuerpo técnico pueda asesorar conjuntamente a las áreas de comercialización y generación, reduciendo así sus costes, estos servicios no representan un coste significativo en la actividad, además de poder contratarse externamente.

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La integración vertical de las actividades en el sector eléctrico consiste en la participación de una misma empresa en las distintas fases del proceso de producción y venta de electricidad. En particular, es común que una misma empresa participe de actividades de generación, transporte, distribución y comercialización.

Tradicionalmente, las empresas con participación en generación, transporte, distribución y comercialización solían estar integradas en varias o todas las actividades. No obstante, con la liberalización del mercado eléctrico español, estas empresas están sujetas a la separación de actividades, poniendo restricciones a las relaciones que pueden existir entre los distintos segmentos productivos.

En particular, se establece la separación jurídica entre las actividades liberalizadas (generación y comercialización) y las reguladas (transporte y distribución), lo que quiere decir que las actividades reguladas deben prestarse por empresas independientes, aunque pueden estar dentro de un grupo empresarial. Adicionalmente, a las actividades reguladas se les exige tener independencia de gestión (también llamada, independencia funcional), para evitar que un grupo pueda disfrutar de una cierta ventaja frente a sus competidores por realizar simultáneamente actividades reguladas y liberalizadas, aunque sea en filiales distintas.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Integración vertical, Separación jurídica, Separación funcional

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La separación de actividades consiste en establecer limitaciones a la realización conjunta de determinadas actividades.

La separación contable implica que las empresas deben presentar separadamente información económica para cada una de las actividades de negocio afectadas (por ejemplo, balance y cuenta de pérdidas y ganancias, criterios de asignación de costes, etc.). El objetivo de esta medida es que no haya subvenciones cruzadas entre actividades (por ejemplo, evitar que costes de generación y comercialización puedan ser asignados a las actividades reguladas de transporte o distribución). Un paso adicional es establecer separación jurídica, lo que impide que distintas actividades puedan ser desarrolladas bajo una misma sociedad, aunque sí se permite que sean desarrolladas dentro de un grupo empresarial; esta medida adicional facilita el control económico. La separación funcional establece que los grupos empresariales deben mantener gestiones independientes para determinadas actividades de negocio, se desarrollen en una única sociedad o en varias dentro de la estructura del grupo, lo que garantiza que un grupo verticalmente integrado no tenga actividades con ventajas competitivas (por ejemplo, que la comercialización no tenga información confidencial o preferencia de trato en los procesos de cambio de suministrador por pertenecer a un grupo que también desarrolle la actividad de distribución). El caso más extremo es la separación de propiedad, que impide que determinadas actividades puedan ser ejercidas dentro de un grupo empresarial o con influencia de algún agente (por ejemplo, accionista) que a su vez tenga influencia en otras actividades.

En el mercado eléctrico español, se establece la separación jurídica entre las actividades liberalizadas (generación y comercialización) y las reguladas (transporte, distribución y operación del sistema), y la contable para cada una de las reguladas. También se establece separación funcional entre actividades reguladas y liberalizadas, en tanto que se requiere que las sociedades que realicen actividades reguladas tengan capacidad de decisión efectiva e independiente de su grupo, se limita la participación de los gestores de actividades reguladas en las actividades liberalizadas del grupo, así como la información que puede ser intercambiada entre ambas filiales.

La principal ventaja de una separación de actividades más pronunciada es que con ello se garantiza que las empresas ya establecidas en el mercado, con una estructura verticalmente integrada, no se encuentren en una situación privilegiada respecto a los entrantes potenciales. Una de las desventajas de la separación es que puede conllevar unos costes más elevados de gestión, lo que limita el aprovechamiento de economías de alcance, aunque se considera que estos costes son de mucha menor cuantía que la ganancia en eficiencia que se obtiene de liberalizar el sector.

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Cuando se habla de la energía eléctrica se manejan frecuentemente varias magnitudes físicas diferentes, entre ellas, tensión y corriente. Así, por ejemplo, se habla de que una cierta carga se conecta a una tensión de 230 V (voltios) y que absorbe una corriente de 2 A (amperios). ¿Qué son esas dos magnitudes y qué relación guardan entre ellas y con la energía eléctrica? Para describirlo, empezaremos por recordar que la energía eléctrica está vinculada al desplazamiento ordenado de cargas eléctricas a lo largo de los conductores que constituyen un circuito eléctrico. La tensión es la fuerza que necesita una carga eléctrica para que pueda fluir por el conductor de un circuito eléctrico. La circulación de las cargas eléctricas originada por la tensión es a lo que se denomina corriente eléctrica y su intensidad se define como la cantidad de carga que circula por el conductor por unidad de tiempo. Es decir, la tensión es la fuerza que da lugar a que las cargas eléctricas se muevan ordenadamente a lo largo de un conductor originando así una corriente eléctrica. Estas definiciones se pueden comprender mejor a través de un símil hidráulico.

En esta analogía, el conductor de electricidad, un cable de cobre por ejemplo, sería equivale a una tubería por la que circula un cierto caudal de agua. Ese caudal de agua, es decir, la cantidad de agua que circula por unidad de tiempo, es equivalente a la intensidad eléctrica. Para que el agua circule debe haber algo que le dé presión. Esto podría suceder, por ejemplo si los dos extremos de la tubería se encuentran a distinta altura de forma que el agua fluirá desde el más elevado al inferior. De la misma forma, para que la corriente eléctrica circule se requiere alguna fuerza que haga a las cargas eléctricas a moverse por el conductor; esta “presión eléctrica” es la tensión que, en el símil utilizado equivaldría a la diferencia de altura entre los dos extremos de la tubería.

De este símil y de las definiciones planteadas podemos extraer todavía algo más de información. Imaginemos que se va a aprovechar el movimiento del agua para extraer energía mecánica, por ejemplo, accionando a través del agua una rueda con paletas, como la de una noria. Está claro que conseguiremos extraer más energía de esa rueda (girará más deprisa o con más fuerza) cuanto mayor sea el caudal y cuanta más presión tenga éste, es decir, cuando más cantidad de agua fluya y cuando caiga desde un desnivel mayor. De la misma forma, en un circuito eléctrico, la energía que puede extraerse depende de la tensión (diferencia de altura) y de la corriente (caudal) y se incrementa cuando cualquiera de esos dos parámetros lo hacen.

Por último, los generadores eléctricos son los dispositivos insertados en los circuitos que crean la tensión necesaria para impulsar el movimiento de las cargas eléctricas. Es decir, en la analogía hidráulica presentada serían como bombas que recogen el agua del nivel inferior y la impulsan de nuevo al superior para garantizar el flujo del caudal hidráulico.

Las centrales de producción de energía eléctrica pueden encontrarse a menudo situadas a grandes distancias de los centros de consumo (ciudades e industrias). La red de transporte de energía eléctrica tiene por objeto transmitir estas grandes cantidades de energía producidas en las centrales hasta las proximidades de los centros de consumo. El transporte de energía eléctrica se caracteriza, por tanto, por manejar grandes cantidades de energía que deben transferirse a lo largo de distancias también elevadas.

La circulación de estas grandes cantidades de energía por las líneas eléctricas y el resto de dispositivos que constituyen la red de transporte ocasiona unas pérdidas en forma de calor (es el llamado efecto Joule, en honor a su descubridor). Podemos imaginar este fenómeno como una especie de “fricción” que presentan los conductores al paso de la corriente. Esto significa que una parte de la energía que se ha generado y que debe ser transportada se “pierde” o se disipa en los propios elementos del sistema. Para optimizar el transporte de energía eléctrica, por tanto, se debe conseguir transportar la mayor cantidad posible de energía eléctrica incurriendo en la menor cantidad posible de pérdidas.

La mayor parte de las pérdidas que se producen en la red de transporte dependen de la cantidad de carga que circula por los conductores por unidad de tiempo, esto es, dependen de la magnitud física denominada intensidad eléctrica (ver FAQ ¿Cuál es la diferencia entre tensión y corriente?). En otras palabras, la “fricción” que se produce por el desplazamiento de las cargas depende de la intensidad de la corriente que circula.

Una forma de reducir las pérdidas consiste en aumentar el grosor de los conductores eléctricos por los que circula la corriente, pero, dado que el coste de inversión de las líneas es enorme, esto suele ser inviable económicamente. Otra opción, puesto que la energía que se transporta por un conductor depende de la tensión y de la corriente (ver FAQ ¿Cuál es la diferencia entre tensión y corriente?), es utilizar un valor elevado de tensión tratando de minimizar lo máximo posible la corriente. Esta es la razón de que el transporte de energía eléctrica se realice en niveles de alta tensión.

Así, para transportar la misma potencia (o, de forma análoga, cantidad de energía) en dos sistemas diferentes, si en uno el transporte se realiza con una tensión de valor el doble que en el otro, las pérdidas se reducen 4 veces.

La tensión se consigue elevar a través de las máquinas denominadas transformadores. Los generadores se ven limitados en el nivel de la tensión a la que pueden generar. Por eso, a la salida de las centrales la tensión se eleva mediante un transformador elevador. Al llegar la energía eléctrica a los consumidores hay que reducir de nuevo el nivel de la tensión a valores bajos que sean más seguros, para ello se utilizan de nuevo transformadores llamados reductores que se encargan de disminuir el valor de tensión.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Transporte de energía eléctrica, Red de transporte.

Antes de abordar esta cuestión conviene recordar que la energía, cómo es sabido, no se crea ni se destruye, pero sí se transforma. Cuando se habla de energía eléctrica “perdida” la expresión hace referencia a la parte de la energía eléctrica que se ha generado en las centrales y no llega a ser utilizada por los consumidores porque se ha convertido en calor durante su transporte y distribución.

Si se compara la energía total aportada por las centrales de generación eléctrica a su salida (lo que se denomina energía generada en barras de la central) con la energía total consumida por los usuarios finales, se observa ésta última es aproximadamente un 10% inferior (concretamente en torno al 9% en el sistema español). Es decir, alrededor del 10% de la energía eléctrica generada se consume en las actividades de transporte y distribución y no llega a los consumidores. De este 10%, se estima que entre el 1,5% y el 2% corresponden a pérdidas en la red de transporte y, el resto, corresponden a pérdidas que tienen lugar en la red de distribución.

Las pérdidas, especialmente las de distribución, suelen dividirse entre “técnicas” y “comerciales o administrativas”. Las primeras son debidas al efecto Joule (ver FAQ ¿Por qué el transporte de energía eléctrica se realiza en alta tensión?). Las segundas son debidas a errores de medición, fraude, etc. En los sistemas más desarrollados, como el español, las pérdidas comerciales pueden estar cerca del 1%. En países en los que el suministro eléctrico plantea problemas sociales muy significativos, las pérdidas comerciales puedes ser mucho mayores, incluso del orden del 20%.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Transporte de energía eléctrica, Distribución de energía eléctrica, Red de transporte, Red de distribución.

La energía eléctrica está vinculada al desplazamiento de cargas eléctricas a través de conductores. Los hilos de material conductor están llenos de cargas y, al conectarse a un generador, éste las “empuja” en un movimiento ordenado. Las cargas positivas se mueven desde el polo positivo del generador hacia el polo negativo.

En un sistema de corriente continua el polo positivo y el polo negativo del generador no varían y, por tanto, el movimiento de las cargas es un desplazamiento que tiene lugar siempre en el mismo sentido. Esto es, por ejemplo, lo que ocurre en una pila como las utilizadas en aplicaciones domésticas (juguetes, electrodomésticos, etc).

En un sistema de corriente alterna, por el contrario, el generador varía alternativamente la posición del polo positivo y del polo negativo de forma que el polo que se comporta como positivo en un cierto instante pasa a estar cargado negativamente en otro. Esto implica que el sentido de desplazamiento de las cargas varía también alternativamente de la misma forma. Esta variación se produce tantas veces por segundo como corresponda a la frecuencia del sistema. Por ejemplo, en Europa los sistemas eléctricos tienen una frecuencia de 50 Hz, lo que significa que el sentido de desplazamiento de las cargas varía 50 veces por segundo.

Según lo explicado, la corriente continua puede ser asimilada a un movimiento de desplazamiento lineal mientras que la corriente alterna se parecería al movimiento de un péndulo.

Tal vez cueste un poco comprender que pueda extraerse energía tanto de un sistema eléctrico de corriente continua como de uno de alterna. Para entenderlo, imaginemos una bicicleta con las ruedas en el aire en la que una persona pedalea siempre en la misma dirección y por tanto haciendo moverse las ruedas siempre en el mismo sentido. Si apoyamos la mano contra el neumático de la rueda, al cabo de unos instantes la mano se va calentar. La persona que pedalea es un “generador de corriente continua”, la mano que se ha calentado al apoyarse ha actuado como una estufa que extrae energía del sistema en forma de calor. Imaginemos ahora que la persona pedalease cambiando de sentido hacia delante y hacia atrás muy rápido. Igual que antes, si se apoya una mano sobre la rueda ésta se va a calentar. Ahora la persona que pedalea es un “generador de corriente alterna” y, al igual que antes, es posible generar energía que se extrae en forma de calor.

Almacenar energía consiste en utilizar métodos para conservar en la medida de lo posible una cierta cantidad de energía en cualquier forma con el fin de que pueda ser liberada cuando se requiera, bien en la misma forma en que se almacenó, bien en otra forma distinta.

En el caso de la energía eléctrica, ésta debe ser consumida según se genera y solamente puede ser almacenada dentro de un circuito en forma eléctrica a una escala tan pequeña que resulta inservible para casi cualquier propósito práctico. Esto obliga a que la gestión del sistema eléctrico se realice de forma que se regule en todo instante la generación para poder acomodarla a la demanda.

Sin embargo, es cierto que existen algunos métodos que permiten convertir la energía eléctrica en otros tipos de energía a partir de los cuales, en una segunda etapa, es relativamente fácil generar de nuevo energía eléctrica. Una de los primeros métodos empleados con este fin es la utilización de baterías que permiten almacenar energía electroquímica fácilmente convertible posteriormente en energía eléctrica. Este método, sin embargo, plantea grandes limitaciones para ser aplicado a gran escala en los sistemas eléctricos debido a su baja capacidad de almacenamiento y su alto coste. Su utilización se limita a receptores de bajo consumo eléctrico y móviles (por ejemplo: linternas, radios, teléfonos móviles, ordenadores portátiles, vehículos, etc.).

Un método indirecto de almacenamiento de energía eléctrica que sí se aplica en los sistemas eléctricos es la utilización de energía generada para bombear agua a embalses superiores desde los cuales se pueda, cuando sea necesario, hacer caer de nuevo el agua y recuperar parte de la energía eléctrica como en una central hidroeléctrica normal. La eficiencia del proceso (es decir, la relación entre la energía producida en la caída del agua y la consumida para bombearla) es generalmente superior al 70%. Sin embargo, es necesario tener en cuenta además que esta forma de almacenamiento de energía requiere de un coste elevado de infraestructura.

En los últimos años se ha tratado de impulsar la utilización de energía eléctrica para la producción de hidrógeno que puede ser utilizado posteriormente en motores de combustión interna o en pilas de combustible para la producción de energía eléctrica. El rendimiento de este proceso se sitúa entre el 50 y el 60%. Es, por tanto, inferior al obtenido mediante bombeo de agua.

TÉRMINOS RELACIONADOS: Central hidráulica de bombeo, equilibrio entre generación y consumo.

En Física se define la energía como la cantidad de trabajo que es capaz de producir un sistema. Esta es una definición general que, en realidad, lo único que ha hecho es trasladar el concepto de energía al de trabajo, por ello es importante recordar que, para los físicos, se tiene trabajo cuando, al aplicar una fuerza, se produce el desplazamiento de un cuerpo.

La unidad de medida de la energía en el Sistema Internacional es el julio (J). Representa la energía necesaria para trasladar un cuerpo un metro de distancia aplicando una fuerza de un newton. Sin embargo, en los sistemas eléctricos, el julio no es una medida común. En su lugar, se utiliza el vatio-hora (Wh) o sus múltiplos: el kilovatio-hora (que equivale a 1000 Wh) o el megavatio-hora (que equivale a 1.000.000 de vatios-hora o, lo que es lo mismo, a 1000 kilovatios-hora). La razón de que el julio no sea de uso frecuente es que representa una cantidad muy pequeña de energía. Un kilovatio-hora equivale a 3,6 millones de julios. El significado físico de un vatio-hora o un kilovatio-hora puede comprenderse mejor a través del concepto de potencia que se define a continuación.

La potencia es una medida de la transferencia de energía por unidad de tiempo. Un valor grande de potencia en un elemento significa que la cantidad de energía que se transfiere desde o hacia ese elemento por unidad de tiempo es elevada. La potencia es, por tanto, una medida de la “velocidad” a la que fluye la energía. Su unidad de medida en el Sistema Internacional es el vatio (W). Un vatio representa un flujo de energía de un julio en un intervalo de un segundo.

Si ahora volvemos a las unidades de energía definidas anteriormente, un vatio-hora es la cantidad de energía generada o absorbida por un elemento durante un intervalo de tiempo de una hora cuando la potencia en ese elemento se mantiene en un vatio durante toda la hora. Por ejemplo, una bombilla de 10 vatios encendida durante 10 horas consume 100 Wh. La misma cantidad de energía sería consumida por una bombilla de 100 vatios encendida durante una hora.

De acuerdo con las definiciones planteadas anteriormente, es interesante destacar que la energía debe ser medida a lo largo de un cierto periodo de tiempo mientras que la potencia, por el contrario, toma un valor concreto en cualquier instante. Esto puede entenderse a través de un ejemplo cotidiano: si un vehículo circula a una velocidad de 70 km/h, ¿podemos saber qué distancia ha recorrido? No, a menos que definamos un intervalo de tiempo. En una hora se habrán recorrido 70 km, en dos horas, se habrán recorrido 140 km. De vuelta a la potencia y la energía, la potencia es una medida de la “velocidad” de transferencia de energía y puede ser definida en cualquier instante. La energía, por el contrario, se define en un intervalo: podremos hablar, por ejemplo, de la energía producida por un generador en un año o de la energía consumida por una instalación durante un día.
La potencia, además, puede ser vista como una “capacidad”. La bombilla de 100 W tiene esa potencia tanto si está encendida como si está apagada. Si está encendida, consume energía, si no, no. Un aerogenerador tiene una potencia de 1 MW (megavatio, que equivale a un millón de vatios) pero si el viento no sopla a la velocidad para la cual está diseñado, la potencia real generada será inferior y la energía producida en una hora no alcanzará 1 MWh. Esto es análogo a lo que ocurre con un coche de, supongamos, 100 caballos de potencia. Aunque siempre tiene 100 caballos, no en todos los momentos está desarrollando esa potencia sino sólo en las condiciones adecuadas (cuando se pisa a fondo el acelerador, por ejemplo).

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Cuando se inició el desarrollo de los sistemas de energía eléctrica, a finales del siglo XIX y a principios del XX, la estructura típica de los sistemas era la de uno o varios generadores que se conectaban directamente a una instalación de consumo. De esta forma, la energía fluía desde los generadores hacia los consumidores, directamente y siempre en el mismo sentido.

En la actualidad, el número de generadores y, sobre todo, de consumidores, ha aumentado enormemente. Este hecho, unido a las grandes variaciones que presenta la energía demandada por los consumidores a lo largo del día, hace que una estructura de este tipo plantee grandes problemas de fiabilidad. Por un lado, sería muy difícil mantener de forma continuada el equilibrio generación-consumo y, además, cualquier avería en el generador o en la línea que interconecta la generación al consumo, dejaría a éste sin suministro.

Estos inconvenientes han hecho que los sistemas de energía eléctrica adopten la estructura de grandes redes fuertemente interconectadas a las que se une, por una parte, a un gran número de generadores y, por otra, un gran número de consumidores. En un sistema de este tipo, las centrales vierten toda la energía generada a la red y los consumidores absorben la energía demandada desde la red sin que, por tanto, pueda existir una identificación de dónde o mediante qué tipo de central se ha generado la energía consumida.

Este tipo de configuración en una gran red permite que el equilibrio generación-consumo sea más fácil de mantener a pesar de las variaciones que pueden producirse en cualquiera de las partes que entran en juego. Además, en una gran red existen caminos alternativos para que la energía llegue desde la generación al consumo de forma que una avería de algún elemento no impida el funcionamiento global de la red y el suministro.

El funcionamiento de este tipo de sistema puede comprenderse a través de un símil hidráulico. Utilizando este símil, el sistema eléctrico se podría puede comparar con una gran red de tuberías a la que distintas fuentes (los generadores) vierten agua que, en esta analogía, representa la energía generada por cada central. Los consumidores toman el agua que requieren desde esta gran red de tuberías y, por tanto, no es posible identificar su origen, es decir, con este sistema, un consumidor aunque lo desease no podría recibir el agua de una fuente específica. La ventaja de este método de reparto es que, aunque existan variaciones en el aporte de las distintas fuentes o en el consumo de los diferentes usuarios, el sistema puede ser regulado de una forma más sencilla que a través de conexiones individuales fuente-consumo garantizando además el suministro y eliminando la dependencia de la disponibilidad o el aporte de una fuente dada.

Últimamente, se está hablando, sin embargo, de “certificaciones de origen de la energía” según una energía “se produzca” con fuentes renovables o de otro tipo. En realidad, físicamente la energía sigue siendo indistinguible y lo que significa ese certificado es que se ha producido una cantidad equivalente de energía con la fuente certificada. Por ejemplo, un productor de energía “verde” le asigna certificados por la cantidad de energía producida. Esos certificados se pueden vender a cualquier consumidor, de forma que ése puede certificar que ha comprado energía que se ha producido con fuentes “verdes”, aunque físicamente en sus instalaciones llegue energía no diferenciada.

El sistema es relativamente sencillo y ha tenido mucho éxito en países como Holanda, con casi un millón de usuarios de electricidad “verde”. Una certificadora emite un certificado por la energía renovable producida. La empresa renovable propietaria del certificado lo vende a clientes finales o a otros suministradores que a su vez se los transfiere a clientes finales. El certificado sólo garantiza que dicha energía se ha producido. Por último, un organismo independiente garantiza que no se venden más certificados que los equivalentes a la energía correspondiente realmente generada.
Estos sistemas de “certificados de origen” son efectivos en cuanto que afectan a la física del sistema, ya que para que los consumidores puedan comprarlos es necesario que la energía de esa fuente determinada se produzca, y pueden constituirse como un mecanismo de apoyo a las energías renovables.

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En los distintos momentos de un día, de una semana o de un año la demanda de energía eléctrica global de una ciudad o un país varía sustancialmente dependiendo de los consumos eléctricos que se encuentren conectados al sistema.

A menudo, para analizar el comportamiento de la demanda eléctrica, ésta se segmenta en grupos entre los que se observa un comportamiento similar en lo que se refiere al consumo eléctrico. De forma general, estos grupos son el sector residencial, comercial y el industrial, si bien en ocasiones puede ser necesario disgregar aún más la sectorización puesto que, por ejemplo, distintos tipos de industrias pueden tener comportamientos muy diferentes en lo que se refiere a consumo eléctrico y a la influencia de factores externos en dicho consumo.

Dentro de cada sector, se considera que los factores principales que condicionan el consumo eléctrico son la temperatura ambiente, la laboralidad y la actividad económica además de otros factores con una influencia residual. Así, por ejemplo, en el año 2007 la demanda de energía eléctrica fue un 3,1% superior a la demanda de 2006. De esta variación, de acuerdo con los datos de Red Eléctrica de España (REE), se considera que el factor temperatura contribuyó reduciendo la demanda de 2007 en un 1,2% respecto a la demanda de 2006, por el contrario, a la variación de la actividad económica de 2007 respecto a la de 2006 se le atribuye un incremento de la demanda de energía eléctrica del 4,4 %. Se considera también que la laboralidad apenas repercutió en variaciones del consumo eléctrico entre los dos años. De esta forma se justifica el mencionado incremento del 3,1% en la demanda.

La figura siguiente muestra la evolución de la potencia demandada en el sistema eléctrico peninsular el día 17 de diciembre y el día 31 de julio de 2007. Estos días tienen la particularidad de que en ellos se alcanzó, respectivamente, la máxima punta de potencia demandada de invierno y de verano del año 2007. Puede observarse que el consumo eléctrico aumenta durante las primeras horas del día, al comenzar la actividad y la incorporación a la jornada laboral. En invierno, el valor máximo de consumo se da a última hora de la tarde cuando comienza a producirse el regreso al hogar y se comienzan a conectar las cargas de iluminación. En verano, por las condiciones de temperatura y luz solar, la demanda máxima se alcanza habitualmente a media tarde.

Observando, por ejemplo, la curva de demanda en el día 17 de diciembre puede verse que ésta pasa de un valor entorno a los 26.000 MW sobre las 5 de la madrugada a un valor de más de 45.000 MW alrededor de las 7 de la tarde. Esto representa un incremento del 73% y da una idea de las enormes variaciones de potencia demandada que ocurren a lo largo de un día y a las que el sistema debe hacer frente siendo capaz de generar en cada instante la potencia demandada.

A lo largo de la semana se observa un comportamiento diferenciado entre la evolución del consumo los días laborables y el que se tiene durante el fin de semana o los días festivos. En general, la demanda es mayor en los días laborables.

Por último, no es fácil dar reglas generales sobre en qué época o momento se puede alcanzar la máxima punta de demanda eléctrica a lo largo del año. En general el consumo es mayor en las épocas de temperaturas extremas (invierno y verano) puesto que este factor determina la necesidad de conexión o desconexión de sistemas de calefacción o refrigeración, y menor en las épocas de temperaturas moderadas (otoño y primavera). En España, si bien en los últimos años ha aumentado progresivamente el máximo nivel de demanda en verano, hasta ahora todavía el máximo anual se viene produciendo en un día de invierno con temperaturas frías. Este comportamiento se observa también en todos los países europeos excepto en Grecia donde desde hace ya varios años la máxima demanda se alcanza en un día de verano con temperaturas elevadas.

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Antes de abordar el concepto de energía reactiva, resulta conveniente definir en primer lugar qué es la energía activa.

De un circuito eléctrico podemos extraer energía y convertirla en otras formas de energía útil, por ejemplo, en calor a través de una resistencia o en trabajo a través de un motor. A la energía que se extrae del circuito y que, por tanto, se puede transformar en otras formas de energía es a lo que llamamos energía activa. Es decir, la energía activa representa un transvase neto de energía desde la forma eléctrica en el circuito a otras formas de energía que resulten aprovechables. Por tanto, la resistencia o el motor consumen energía activa del circuito para funcionar.

La energía reactiva, por el contrario, representa un flujo de energía que tiene lugar entre el circuito y ciertos elementos del mismo (llamados bobinas y condensadores) y que varía constantemente de sentido. Por ejemplo, en el caso de una bobina, durante un cierto intervalo muy breve de tiempo, absorbe (es decir, extrae) energía del circuito y la almacena en su campo magnético. Sin embargo, en un intervalo de tiempo posterior de la misma duración, la bobina devuelve la energía que había almacenado al circuito y el flujo de energía cambia de sentido. Este variación alternativa del sentido de la energía, desde el circuito al elemento y del elemento al circuito, se produce cada unos pocos milisegundos. A esta energía que oscila entre el sistema y el elemento es a lo que se denomina energía reactiva. La energía reactiva, por tanto, no representa una energía que pueda ser extraída del circuito y aprovechada o convertida en otras formas sino que está asociada a un flujo de energía con sentido alternativo desde la red hacia ciertos elementos y desde éstos hacia la red.

Las bobinas y los condensadores, por su característica propia de funcionamiento, siempre que se conectan en un sistema de corriente alterna implican la aparición de una cierta cantidad de energía reactiva.

La pregunta que surge a continuación es obvia: si la energía reactiva no puede “extraerse” de forma neta del circuito sino que siempre retorna a él, ¿por qué tiene un coste asociado? La repuesta es sencilla: aunque esta oscilación de energía no representa un consumo neto o un trabajo útil, sin embargo, su existencia implica la circulación por el sistema de una corriente adicional. Como sabemos, en un sistema eléctrico las pérdidas que se producen dependen de la corriente, es decir, de la cantidad de carga que circula por los conductores en la unidad de tiempo (ver FAQ: ¿Por qué el transporte de energía eléctrica se realiza en alta tensión?). A más corriente, las pérdidas que se producen aumentan con el cuadrado de esta magnitud. Por tanto, la existencia de esa energía reactiva, si bien no representa un consumo neto (es decir, una “extracción”) de energía del sistema eléctrico, sí implica incurrir en unas pérdidas adicionales para su gestión.

El factor de potencia es un parámetro que puede variar entre cero y la unidad y que representa la relación entre la energía activa y reactiva en una cierta carga o parte del sistema (ver FAQ ¿Qué es la energía reactiva?). Así, en la situación en la que toda la energía que interviene es activa, el factor de potencia vale la unidad. A medida que la participación de la energía reactiva se incrementa, el factor de potencia disminuye. En un sistema en el que toda la energía involucrada fuese energía reactiva y la energía activa fuese nula, el factor de potencia sería cero.

Compensar el factor de potencia de una carga o un elemento significa actuar en el circuito en el que se encuentra conectado para tratar de modificar su comportamiento acercando el valor del factor de potencia a la unidad, es decir, a una situación en la que solamente intervenga la potencia activa. ¿Cómo puede llevarse esto a cabo? Es decir, ¿cómo puede compensarse el factor de potencia?

La energía reactiva es una oscilación de energía que se produce entre la red eléctrica y las bobinas y los condensadores como consecuencia de las características propias del funcionamiento de éstos (ver FAQ ¿Qué es la energía reactiva?). Una particularidad del funcionamiento de estos dos tipos de dispositivos, bobinas y condensadores, es que en ellos el sentido del flujo de energía en esa oscilación es exactamente opuesto. Esto es, los instantes en los que una bobina absorbe energía de la red y la almacena en su campo magnético coinciden con aquéllos en los que el condensador cede la energía almacenada en su campo eléctrico a la red. De la misma forma, en los instantes en que la bobina devuelve a la red la energía almacenada, el condensador está absorbiendo energía de la red y almacenándola en el campo eléctrico. Por lo tanto, en un elemento en el que existan bobinas, como por ejemplo un motor, y en el que, en ese caso, se da una demanda de energía reactiva, ésta se puede satisfacer situando en las proximidades un condensador adecuado. En los instantes en los que el motor absorba energía reactiva, ésta será suministrada por el condensador en lugar de por la red de suministro. Cuando el motor la devuelva, el condensador la absorberá.

De esta forma, la red de alimentación sólo debe proporcionar la energía activa que consume el motor, (y que se va a transformar en energía mecánica) y se consigue que el balance del conjunto motor-condensador en lo que a energía reactiva se refiere sea nulo. En una situación en la que sólo se consume potencia activa, el factor de potencia vale la unidad y se dice que se ha compensado. De alguna forma, lo que se ha hecho no es eliminar la oscilación de energía que da lugar a la aparición de la componente de energía reactiva puesto que, como ya se ha dicho, ésta es inherente al comportamiento de bobinas y condensadores, sin embargo, se ha evitado la necesidad de transferir esta energía a través de todo el sistema eléctrico con las pérdidas que ello ocasiona. Al compensar el factor de potencia las oscilaciones de energía se producen únicamente como transferencias entre dos elementos (bobina-condensador) situados de forma muy próxima dentro de la misma instalación y convenientemente dimensionados.

La producción de energía eléctrica tiene impactos significativos sobre el medio ambiente. Además del impacto por el agotamiento progresivo de los recursos no renovables, como los combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas natural), los impactos negativos sobre el medio son múltiples y suelen estar asociados a las emisiones contaminantes, a la contaminación de los medios acuático y terrestre y a la generación de residuos. Pero además existen otros impactos no menos importantes como son el uso del suelo, el ruido, los impactos visuales sobre el paisaje y aquellos que se producen sobre la biodiversidad.

Los impactos de la generación de energía eléctrica pueden ser globales y locales: entre los primeros destaca, sin duda, su importante contribución al cambio climático, provocado por las emisiones de gases de efecto invernadero. A este respecto hay que tener en cuenta que las emisiones asociadas al sector eléctrico, y en general a la combustión en centrales térmicas (fundamentalmente de carbón), representan cerca del 30% de las emisiones a escala global. Otros impactos globales del sector de generación son la lluvia ácida y la destrucción de la capa de ozono estratosférico. Por lo que respecta a los efectos locales, son especialmente importantes la contaminación atmosférica urbana, la contaminación acústica, la de los suelos y las aguas, la ocupación de los terrenos, el impacto paisajístico o la posible alteración de la flora o la fauna. También existen otros impactos y riesgos, asociados al propio funcionamiento y a la generación de residuos en las centrales térmicas nucleares.

El impacto ambiental depende de la tecnología de generación eléctrica considerada. Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales eléctricas pueden clasificarse, fundamentalmente, en térmicas convencionales (de fuel, carbón y gas natural), térmicas nucleares, hidroeléctricas, eólicas, térmicas de biomasa y solares (fotovoltaicas y termoeléctricas). La mayor parte de la energía eléctrica generada en el mundo proviene de los tres primeros tipos de centrales señalados, aunque la generación con el resto de tecnologías está adquiriendo un creciente protagonismo, en especial la generación con energía eólica.

Estas formas de generación tienen impactos medioambientales muy diferentes. En los últimos años se han realizado numerosos estudios comparativos entre las diversas tecnologías que, por lo general, llegan a la conclusión de que las tecnologías térmicas, y en especial la generación con carbón, son las más contaminantes, fundamentalmente por sus emisiones de CO2, SO2, NOx y partículas derivadas de la combustión, mientras que las opciones basadas en recursos renovables (como la eólica, la hidráulica o las solares) son las que menor impacto tienen, en general, por sus menores emisiones a la atmósfera.

TERMINOS RELACIONADOS:Ecosistema, Medio ambiente, Calidad del medio ambiente, Sustancias contaminantes, Daño ambiental, Cambio climático, Gases de efecto invernadero, Combustibles fósiles, Carbono, Dióxido de carbono o CO2, Metano o CH4, Óxidos de nitrógeno o NOX

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A nivel comunitario una de las normativas ambientales más importantes para el sector eléctrico es la «Directiva GIC», Directiva 2001/80/CE, sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión. Para dar cumplimiento a esta Directiva, España ha elaborado un Plan Nacional de Reducción de Emisiones para las Grandes Instalaciones de Combustión Existentes (PNRE-GIC), recogido expresamente en el Real Decreto 430/2004. Dicho Plan tiene por objeto reducir las emisiones totales de óxidos de nitrógeno (NOX), dióxido de azufre (SO2) y partículas de las instalaciones existentes a los niveles que se hubieran alcanzado aplicando unos valores límite de emisión a las instalaciones existentes en funcionamiento en el año 2000, atendiendo al tiempo de funcionamiento anual real de cada instalación, el combustible utilizado y la potencia térmica, calculados sobre el promedio de los cinco últimos años de funcionamiento hasta el 2000, inclusive.

En cuanto a las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), la Directiva 2003/87/CE, de 13 de octubre de 2003, establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad Europea. Esta Directiva estableció un régimen comunitario para el comercio de derechos de emisión de GEI a partir del 1 de enero de 2005. En dicha Directiva se entiende por «derecho de emisión» el derecho a emitir una tonelada de dióxido de carbono o de cualquier otro gas de invernadero de efecto equivalente durante un período determinado. Desde esta fecha, toda instalación que lleve a cabo alguna de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva (actividades energéticas como refino, coquerías o producción de electricidad de más de 20 MW; producción y transformación de metales férreos, industrias minerales, como cemento, vidrio y cerámica; fabricación de pasta de papel, papel y cartón) que dé lugar a emisiones especificadas en relación con dicha actividad deberá poseer un permiso expedido a tal efecto por una autoridad competente.

En el ámbito español, la Ley 54/1997 del sector eléctrico también menciona que las solicitudes de autorizaciones para instalaciones de generación, transporte y distribución de energía eléctrica deberán acreditar, entre otros requisitos, el adecuado cumplimiento de las condiciones de protección del medio ambiente y para ello someterse a un proceso de evaluación de impacto ambiental. La elaboración de una Declaración de Impacto Ambiental identifica los posibles impactos que una actividad puede causar en los distintos medios (físico, biológico y socioeconómico) estableciendo un criterio de importancia. Esta declaración se hace pública y se realiza una vigilancia y seguimiento de su cumplimiento.

La normativa sobre evaluación de impacto ambiental también tiene origen comunitario, y se ha traspuesto al ordenamiento jurídico nacional en el RDL 1/2008 (que reúne la normativa anterior) y la Ley 9/2006.

Respecto a los residuos radiactivos de baja y media actividad, generalmente son entregados a la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa) y posteriormente almacenados en el centro de El Cabril (Córdoba), mientras que los combustibles irradiados están siendo almacenados, hasta el momento, en las piscinas de las plantas nucleares que los originan.

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Según el último informe del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, en sus siglas en inglés), un grupo de más de 2.500 científicos organizado por Naciones Unidas, la atmósfera de la Tierra se ha calentado 0,74 grados centígrados desde 1900 y el ritmo de calentamiento se ha acelerado en las últimas décadas. La temperatura es la más elevada del actual período interglaciar que comenzó hace 12.000 años. Los niveles de concentración de CO2 –principal gas de efecto invernadero – se mantuvieron estables, en torno a las 260 ppm (partes por millón), hasta la época preindustrial, y posteriormente comenzaron a aumentar hasta alcanzar las actuales 380 ppm. El IPCC estima que, si nada cambia, los niveles atmosféricos del dióxido de carbono podrían alcanzar 450-550 ppm antes de 2050 Otras fuentes estiman cifras incluso mayores, como la Agencia Internacional de la Energía, que en su Word Energy Outlook 2008 estima que el aumento de temperatura podría llegar hasta los 6ºC a finales de siglo. Si se supera ese límite, los modelos que simulan el clima terrestre proyectan un incremento de la temperatura global para finales de siglo superior a los dos grados centígrados, algo que tendría considerables impactos negativos en términos de pérdidas de ecosistemas, incremento de fenómenos meteorológicos extremos, subida del nivel del mar, etc.

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El clima de la tierra ha cambiado a lo largo de millones de años múltiples veces y por razones naturales. Sin embargo, la actividad humana ha aumentado de manera muy significativa las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero, que tienden a recalentar la superficie de la Tierra. El Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, en sus siglas en inglés), un grupo de más de 2.500 científicos organizado por Naciones Unidas, concluye en su último informe de 2007 que la mayor parte del calentamiento se debe atribuir a la actividad humana, concretamente, a la quema de combustibles fósiles comenzada con la revolución industrial.

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El cambio climático puede ser abordado desde la ciencia económica como un problema clásico de provisión de un bien público. El Clima de la Tierra (y su alteración a través de los Gases de Efecto Invernadero, GEI) constituye un ejemplo paradigmático de un bien público puro, caracterizado porque no hay rivalidad en su consumo, ya que es consumido por varios individuos sin que el consumo por uno de ellos derive en una pérdida de utilidad para otro; y no es excluible, pues una vez se dota no se puede impedir su consumo a ningún individuo. Es decir, cuando un país ha impulsado las políticas para frenar el cambio climático todos los países podrán disfrutar de un clima estable, y no hay exclusividad, ya que independientemente del grado de implicación de cada país y del coste asumido en la reducción de emisiones, el beneficio obtenido será igual para todos.

Al carácter de bien público del clima, hay que añadir la existencia de externalidades negativas, que se producen cuando las acciones de un agente reducen el bienestar de otros agentes de la economía y no asumen el coste de esa acción. Así, los agentes que emiten GEI generan un impacto negativo sobre el clima y, por tanto, sobre toda la sociedad y no asumen el coste de esa acción. Bajo estas condiciones los mercados no asignan correctamente los recursos, produciendo más emisiones de GEI de lo que resultaría óptimo. La naturaleza global del cambio climático introduce otro problema añadido ya que para poder eliminar esta externalidad es necesaria una coordinación entre los países a través de organismos multilaterales.

Estas razones justifican la intervención del sector público mediante el establecimiento de políticas y objetivos para reducir las emisiones de GEI; tales como el Protocolo de Kioto a nivel global, o la Directiva 2003/87/CE sobre comercio de emisiones en la Unión Europea.

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El cambio climático tendrá consecuencias a nivel geológico, meteorológico y biológico. A pesar de la incertidumbre sobre cuándo y cuánto va a cambiar el clima y cómo va a afectar dicho cambio a los diferentes países sí que se pueden enumerar cuáles serán las principales consecuencias para el ser humano. Así, por ejemplo, según el IPCC, es probable que el aumento de la temperatura de la Tierra provoque un aumento del nivel del mar con la consiguiente desaparición de islas y zonas costeras de algunos países. También se espera que aumente la superficie desértica y que el cambio en los patrones de precipitación aumente la frecuencia de inundaciones. Otras posibles consecuencias del cambio climático son una mayor frecuencia e intensidad de ciertos fenómenos como huracanes y un aumento de los fenómenos climáticos extremos como olas de calor o de frío.

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Existen numerosas opciones tecnológicas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Algunas son completamente gratuitas o baratas, pero en general reducir emisiones implica asumir ciertos costes frente a la opción de emitir gratuitamente.

La Agencia Internacional de la Energía, en su informe titulado “Perspectivas sobre tecnología energética 2008” considera que para reducir las emisiones en 2050 a la mitad de las de 2005 (objetivo que define el escenario BLUE) es necesario considerar todas las opciones tecnológicas disponibles, haciendo especial hincapié en la eficiencia energética y las energías renovables. Así, la eficiencia energética y las renovables contribuirán a la reducción global de emisiones en un 43% y un 21%, respectivamente. Dentro de las renovables, la energía eólica es la tecnología renovable que más contribuirá a la reducción de emisiones, con una participación del 12%.

Junto a las medidas de carácter tecnológico es muy importante que los precios de los bienes y servicios, incluido el suministro energético, internalicen todos sus costes medioambientales asociados. En este sentido, el correcto funcionamiento del Mercado de Derechos de Emisión contribuirá a que los agentes valoren el impacto medioambiental asociado a su actividad y lo internalicen.

Las medidas de mitigación del cambio climático pueden aportar otros beneficios añadidos (“ancillary benefits”) en términos de: competitividad, por la reducción de consumo de recursos energéticos fósiles; de reducción de la contaminación local y mejora de la salud pública, al reducir las emisiones de partículas al aire; y de seguridad energética, al reducir la dependencia exterior de energía.

En definitiva, si se consideran los beneficios resultantes de limitar el cambio climático y se establece un “precio del carbono” para cada unidad de gases de efecto invernadero emitida, se podría incentivar a los productores y consumidores a invertir de manera significativa en productos, tecnologías y procesos que emitan menos gases de efecto invernadero. También pueden contribuir a mitigar el cambio climático los hábitos de vida y de comportamiento que favorezcan la conservación de los recursos existentes.

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El Protocolo de Kioto es el primer acuerdo internacional donde los países firmantes se comprometen a adoptar medidas concretas para resolver o mitigar el problema del cambio climático. Este acuerdo establece unos objetivos de reducción de las emisiones de los gases de efecto invernadero (GEI) con el objetivo de limitar el aumento del efecto invernadero que es lo que provoca el cambio climático. En concreto, este Protocolo establece que para el año 2012 los principales países industrializados deben reducir sus emisiones de GEI en un 5,2% respecto a los niveles de 1990. El Protocolo también establece cómo se reparte este compromiso de reducción de emisiones entre los diferentes países. Así, por ejemplo, el conjunto de los países de la Unión Europea deben reducir sus emisiones en un 8% para el año 2012. Además, el Protocolo determina diferentes mecanismos que pueden utilizarse para alcanzar el objetivo de reducción de emisiones marcado. Estos mecanismos son el Mercado de Derechos de emisión, los Mecanismos de Desarrollo Limpio y la Acción Conjunta.

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El comercio de derechos de emisión de la UE o EU-ETS (European Union Emission Trading Scheme) es el instrumento principal de la estrategia de la UE para la luchar contra el cambio climático. Es el primer sistema internacional de comercio de emisiones de CO2 en el mundo. Su objetivo es ayudar a los Estados miembros de la UE a lograr, de una manera flexible y eficiente, el cumplimiento de sus compromisos en virtud del Protocolo de Kioto e internalizar las externalidades causadas por el Cambio Climático. Una vez asignados los derechos de emisión por los Estados, las empresas pueden comprarlos o venderlos en el mercado. Es decir, el funcionamiento se basa en el principio de “cap & trade”, por el que se establece un límite de emisiones global compatible con los objetivos de política ambiental que implica limitaciones a las emisiones de cada uno de los agentes incluidos en el sistema de comercio de emisiones. Así, cuando dichos agentes consiguen limitar sus emisiones por debajo del límite que les ha sido impuesto, pueden vender en el mercado los derechos de emisión sobrantes a otros agentes que tienen dificultades para cumplir su objetivo de emisiones, y corren un riesgo elevado de superarlo.

Si el mercado es competitivo, teóricamente, el mayor esfuerzo, en términos de reducción de emisiones, lo realizarán aquellas instalaciones que tengan un menor coste de reducción de emisiones. Dichas instalaciones dispondrán de derechos de emisión excedentarios que podrán vender a aquéllas que tengan un mayor coste de reducción de emisiones. De esta forma, la reducción de emisiones se puede lograr al coste mínimo, al llevarse a cabo la reducción allí donde resulta más barato hacerlo.

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El comercio de derechos de emisión de la UE o EU-ETS (European Union Emission Trading Scheme) cubre cerca de 10.000 instalaciones en la UE-25 entre sectores energéticos e industriales y la mitad de las emisiones europeas de CO2. Los sectores incluidos son; generación de electricidad y calor, refino, metalurgia, fabricación de cemento, papel, vidrio y cerámica.

Desde el 1 de enero de 2005, toda instalación que lleve a cabo alguna de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE (actividades energéticas, producción y transformación de metales férreos, industrias minerales, fabricación de pasta de papel, papel y cartón) que dé lugar a emisiones especificadas en relación con dicha actividad deberá poseer un permiso expedido a tal efecto por una autoridad competente en cada Estado miembro.

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El comercio de emisiones se basa en el principio de “cap and trade”. En primer lugar, los Estados miembros elaboran, partiendo de los límites establecidos en el ámbito europeo, sus propios Planes Nacionales de Asignación (PNAs) que determinan cuántos derechos de emisión recibe cada instalación para un cierto periodo. Hasta la fecha se han aprobado dos PNAs, el PNA 2005-2007 y el PNA 2008-2012, en los que se han asignado gratuitamente el 95% y el 90% del total de derechos asignados, respectivamente, asignándose el resto principalmente mediante subastas. El «cap» o límite, sobre el número total de derechos de emisión concedidos es lo que crea la escasez en el mercado. Las empresas que mantienen sus emisiones por debajo del nivel asignado pueden vender (“trade”) su excedente de derechos de emisión, mientras que quienes sobrepasan los límites tienen la posibilidad de:

a) adoptar medidas para reducir sus propias emisiones, tales como la inversión en tecnología más eficiente y usando fuentes de energía menos intensivas en carbono

b) comprar esos derechos en el mercado

c) utilizar una combinación de ambas opciones.

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El marco jurídico del régimen de comercio de emisiones no regula cómo y dónde deben tener lugar los intercambios en el mercado. Las empresas pueden hacer intercambios directamente unas con otras, pueden comprar o vender a través de un broker, banco o a través de cualquier otro intermediario del mercado. También podría darse el caso, por ejemplo, de que una empresa compre un combustible fósil (carbón o gas natural) y se le ofrezcan derechos de emisión en combinación con el combustible. Existe un sistema de registro electrónico para registrar los cambios de titularidad en los derechos de emisión. En el caso español, se trata del Registro Nacional de Derechos de Emisión de Gases de Efecto Invernadero, que se constituye como el instrumento a través del cual se asegura la publicidad y permanente actualización de la titularidad y control de los derechos de emisión. Este Registro permite llevar la cuenta exacta de la expedición, titularidad, transmisión y cancelación de los derechos de emisión y de las unidades de reducción de emisiones definidas en el ámbito del Protocolo de Kioto. Estas últimas son de cuatro tipos: UCAs (Unidades de Cantidad Atribuida), inicialmente asignadas a cada país del Anexo B; UREs (Unidades de Reducción de Emisiones), procedentes de proyectos de Aplicación Conjunta; UDAs (Unidades de Absorción), procedentes de proyectos de forestación o reforestación; y por último RCEs (Reducciones Certificadas de Emisiones) procedentes de proyectos de MDL (Mecanismo de Desarrollo Limpio). Todas ellas corresponden a 1 tonelada métrica de dióxido de carbono equivalente.

El Registro Nacional está adscrito al Ministerio de Medio Ambiente y Medio Rural y Marino y su funcionamiento se realiza de acuerdo a lo establecido en las decisiones adoptadas en la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático, en el Protocolo de Kioto, en el Reglamento de la Comisión Europea relativo a un sistema normalizado y garantizado de Registros nacionales previsto en dicho Protocolo, en la Ley 1/2005, por la que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, y demás normativa aplicable. El Registro Nacional es accesible al público y a sus usuarios, de manera permanente.

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El precio depende de la oferta y la demanda como en cualquier otro mercado. Aunque en este caso, el “cap”, que es una decisión política, juega un papel fundamental, de forma que límites de emisiones (o “caps”) más estrictos tenderán a generar escasez presionando a alza los precios de los derechos y, limites más laxos contribuirán a deprimir el precio del derecho de emisión. Las fuerzas de la competencia harán que prevalezca un precio único para todos los derechos. El flujo de derechos irá desde las fuentes en las que el coste de reducción es relativamente bajo, que tenderán a actuar como vendedores de derechos, a aquellas en las que es más elevado, y tendrán más incentivos a comprar derechos. Como sucede en cualquier otro mercado, los reguladores deberán velar por la existencia de competencia entre demandantes y oferentes de forma que nadie abuse de poder de mercado y fije estratégicamente el precio de los derechos de CO2.

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En ambos casos, y en el caso de un mercado perfectamente competitivo, el incentivo económico a reducir emisiones es el mismo ya que el derecho supone un coste de oportunidad para la empresa. Pero desde el punto de vista de la distribución ambas opciones son distintas ya que implican un mayor o menor flujo de dinero entre empresas, gobierno y consumidores. Si se otorgaran gratuitamente, las empresas no pagarían nada por las emisiones autorizadas aunque pagarían/cobrarían por las emisiones deficitarias/excedentarias, es decir, por la diferencia entre las emisiones autorizadas y las emisiones reales. Si se subastaran, las empresas pagarían por todas las emisiones que deseen adquirir a precio de mercado, y no sólo por las deficitarias/excedentarias. Esta segunda opción implica un flujo de ingreso para el gobierno.

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Es difícil encontrar un criterio unánime para distribuir los derechos. Una posibilidad es distribuir los derechos a partes iguales entre todas las fuentes. Sin embargo, esto crearía un problema derivado del desigual tamaño y naturaleza de las instalaciones. Otra opción es distribuir los derechos según el nivel actual o histórico de emisiones de cada fuente, pero de esta forma no reconoceríamos los esfuerzos hechos en el pasado (“acción temprana”) por reducir las emisiones. Si no se tiene en cuenta la acción temprana, los incentivos en el corto plazo a invertir en tecnología para reducir emisiones son nulos o incluso perversos: podrían incluso decidir emitir lo más posible antes del periodo de asignación para maximizar así el número de derechos. Un criterio adecuado necesita tener en cuenta una cierta proporcionalidad, las emisiones históricas, la acción temprana, los potenciales estimados de reducción de emisiones para cada fuente y otros aspectos como la exposición a la competencia exterior no sometida a limitación de emisiones.

En el PNA 2008-2012 el escenario básico de asignación distingue entre el sector de generación eléctrica y los sectores industriales, reconociendo que ambos grupos son distintos en cuanto a potencial de reducción y exposición a la competencia internacional. Se asignan al sector eléctrico 54,05 Mt CO2/año en 2008-2012. Dada la limitación del volumen total de derechos, se ha mantenido el criterio de trasladar los esfuerzos adicionales de reducción al sector menos expuesto al comercio internacional y con mayor capacidad para internalizar los costes.

En cuanto a la asignación para los sectores industriales, el volumen finalmente asignado para el periodo 2008-2012 ha ascendido a 73,64 Mt CO2/año. La asignación se ha determinado aplicando un factor de intensidad de emisiones por unidad de producción. Se consideran para el cálculo las emisiones verificadas en el año 2005 y las cifras de producción para ese ejercicio. Este factor se ha ajustado teniendo en cuenta el potencial de reducción de emisiones de cada sector industrial. El factor de intensidad ajustado se ha aplicado a la producción de cada sector industrial prevista para el período 2008-2012. Se establece una reserva gratuita, para nuevos entrantes y ampliaciones de capacidad, del 5,40 % sobre el total de derechos asignados a instalaciones incluidas en el Plan, lo que supone 7,825 Mt/año.

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Los planes de asignación deben ser evaluados y aprobados por la Comisión Europea según los criterios establecidos en el Anexo III de la Directiva de comercio de emisiones. Por ejemplo, uno de los criterios fundamentales prevé que la propuesta de la cantidad total de derechos de emisión o “cap” debe ir en consonancia con los objetivos de los Estados miembros fijados en Kioto. También existen otros criterios que pretenden garantizar la no discriminación entre empresas y sectores. En cualquier caso, los Estados miembros pueden tomar otras medidas en otros sectores no incluidos en el EU-ETS como el transporte, la agricultura, las pequeñas empresas y los hogares. Además, los Estados miembros pueden prever la adquisición de créditos de emisión a través del comercio de emisiones o los mecanismos flexibles del Protocolo de Kioto, como el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y Aplicación Conjunta (AC). Si la Comisión considera que un plan no está en consonancia con estos criterios o con el Tratado de la UE puede rechazarlo, en parte o en su totalidad. Si la Comisión no rechaza ningún aspecto de su plan, el Estado miembro puede proceder a tomar una decisión de asignación definitiva.

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El Panel Intergubernamental contra el Cambio Climático (IPCC, en sus siglas en inglés), un grupo de más de 2.500 científicos organizado por Naciones Unidas, en su cuarto informe (IPCC 2007) ha llegado a la conclusión de que los objetivos del Protocolo Kioto para la UE pueden lograrse con un coste anual entre 2.900 y 3.700 millones de euros, lo que supone un coste inferior a un 0,1% de su PIB. También estima que sin un régimen de comercio de derechos de emisión estos costes podrían llegar a duplicarse. El régimen de comercio de derechos, al fomentar la utilización de tecnologías con menor coste marginal de reducción de emisiones, reduce el coste global de cumplir los objetivos. El reparto de los costes dependerá de las decisiones adoptadas en la asignación y también de las medidas adoptadas para reducir las emisiones en otros sectores no cubiertos por el EU-ETS.

A la hora de considerar los costes de alcanzar Kioto también se deben tener en cuenta las actuaciones encaminadas a reducir emisiones en aquellos sectores no incluidos en el sistema de comercio de emisiones, que suponen alrededor del 50% del total de las emisiones, especialmente en el transporte y los edificios.

Estos costes no consideran los beneficios o costes evitados frente a la opción de no hacer nada, ni tampoco los beneficios añadidos (ancillary benefits) de la mitigación, como los ahorros económicos derivados de los menores consumos de combustibles fósiles y las mejoras en la calidad del aire.

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En este contexto, el concepto de competitividad se entiende como el riesgo de una perdida de cuota de mercado fruto de un aumento de costes por el factor CO2 con respecto a países donde el CO2 no tiene un precio. Esto podría tener un impacto negativo sobre la cuenta de pérdidas y ganancias de algunas empresas, especialmente aquellas más intensivas en energía y expuestas a la competencia internacional. Una de las principales limitaciones a la hora de establecer recortes de emisiones más estrictos en la UE ha sido, precisamente, el temor a esta “fuga de carbono” o “carbon leakage”. Este efecto, además de perjudicar a los sectores económicos de la UE, también podría aumentar las emisiones globales si dicha actividad migrara hacia tecnologías más emisoras de CO2 (suelen ser más baratas) en países sin limitación de emisiones.

Aunque es necesario tener en cuenta el riesgo que supone una posible deslocalización de empresas en el marco de las negociaciones post-Kioto, también es cierto que estas políticas pueden suponer una oportunidad para la UE en el terreno de las energías renovables y de las tecnologías bajas en carbono. Las tecnologías bajas en carbono pueden ser una de las mayores fuentes de riqueza y empleo en el futuro, y las políticas de cambio climático pueden aumentar la competitividad futura de las empresas en este nuevo terreno.

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El comercio de emisiones, como ya se ha explicado, si funciona correctamente, puede conseguir que el coste de reducir emisiones sea mínimo. Sin embargo, limitar las emisiones según el Protocolo de Kioto, implica que la externalidad que genera el CO2 tenga que tener un precio. Como la electricidad es un producto intensivo en carbono, internalizar los precios del CO2, supone un aumento de precios. Sin embargo, es difícil predecir la magnitud de este aumento ya que el precio de los derechos es sólo uno de los muchos factores que afectan al precio de la electricidad. A la hora de realizar este análisis también es necesario tener en cuenta que al establecerse un sobrecoste sobre aquellas tecnologías de generación eléctrica más emisoras (carbón, fuel, etc…), éstas pueden ser desplazadas en el mix de generación por tecnologías menos intensivas en carbono o renovables tales como los ciclos combinados de gas, la energía eólica, etc. En cualquier caso, parece seguro que el precio de la electricidad tenderá a aumentar en el corto plazo por el factor CO2.

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Que el 100% de los derechos del sector eléctrico son subastados significa que el sector eléctrico tendrá que pagar un precio por cada tonelada de CO2 que emita. Según la Comisión Europea esto es deseable en aquellos sectores que pueden trasladar a los consumidores todos los costes, es decir, aquellos sectores no sometidos a competencia internacional El sector eléctrico es un claro ejemplo de sector poco expuesto a competencia internacional fuera de la UE. Además este sector es considerado como uno de los que poseen una mayor y más eficiente capacidad tecnológica para reducir emisiones, ya sea mediante la implementación de mejoras en la eficiencia de las plantas o la utilización de tecnologías bajas en carbono y energías renovables. Lo mismo sucederá progresivamente para otros sectores a medida que vayan avanzado tecnológicamente hacia tecnologías menos emisoras. Por ejemplo, a medida que se desarrolle más la tecnología de Captura y Almacenamiento de Carbono (CAC) será posible reducir sustancialmente las emisiones de la generación eléctrica con carbón o procesos industriales intensivos en emisiones, captándolas y confinándolas en almacenamientos de larga duración con un coste relativamente competitivo, permitiéndose así reducir el volumen de derechos asignados gratuitamente y aumentar la subasta.

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La biomasa fue la primera fuente de energía de la humanidad, y continuó siendo la principal hasta el siglo XX. Las plantas son por naturaleza neutrales en carbono y renovables. Las tecnologías de combustión de biomasa son maduras y eficientes, especialmente en el caso de la cogeneración. Los sistemas de dimensión reducida que usan residuos vegetales pueden minimizar los costes de transporte. Si la biomasa se quema en centrales eléctricas dotadas de equipos de captura y secuestro del carbono, aquélla pasa de ser neutral en carbono a ser negativa en carbono, absorbiendo de hecho carbono de la atmósfera y almacenándolo en el subsuelo. Esto la convierte en la única tecnología energética que puede reducir realmente los niveles de CO2 de la atmósfera. Sin embargo, la captura del carbono origina costes y todavía está en fase de demostración y estudio.

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Los costes de reducir el consumo de combustibles fósiles lo suficiente como para estabilizar las concentraciones de CO2 en la atmósfera han sido estimados en varios trabajos, entre ellos el Informe Stern. Según el mismo, no deberían ser altos debido a la subida en el precio de aquéllos y la bajada en los de otros recursos alternativos. El mundo podría estabilizar las concentraciones a un nivel razonable al coste de un 1% anual del PIB para el 2050. Otros muchos economistas han analizado la cuestión, y la mayoría está de acuerdo con Sir Nicholas Stern.

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La mayoría de los economistas que han abordado esta cuestión hasta ahora afirman que, si las emisiones de GEI continúan en su senda actual, los costes del cambio climático estarían entre cero (donde los beneficios del calentamiento para los países fríos compensa los costes) y el 3% del producto total durante los próximos 100 años. No obstante, Sir Nicholas Stern piensa que podrían ser bastante más altos: entre un 5% y un 20% durante los próximos 100 o 200 años; en otras palabras, el PIB mundial podría ser hasta un quinto más pequeño, como consecuencia del cambio climático, del que habría sido de otro modo.

Las discrepancias pueden explicarse por dos clases de causas. Algunas de ellas son de origen objetivo, en tanto que se refieren a los aumentos de temperatura que tendrán lugar a finales de siglo, a la probabilidad de escenarios catastróficos, y demás. Otras, sin embargo, se deben a argumentos subjetivos. Los costes de combatir el cambio climático tendrán lugar más bien pronto, mientras que los beneficios de evitarlo se derivarán más bien tarde. Entonces: ¿qué peso debe darse al bienestar de las generaciones futuras, que aún no están aquí para defender sus intereses, en relación al de la generación presente? Además, parece que los costes recaerían principalmente sobre los países ricos, mientras que los beneficios irían sobre todo a los países pobres. Entonces: ¿qué peso debe darse al consumo de los ricos en relación al de los pobres? En suma, no parece posible predecir de forma precisa el impacto del cambio climático sobre la economía mundial dentro de 100 años. Pero esto no es una excusa para no hacer nada: los individuos destinan una parte de sus ingresos para comprar diversas pólizas de seguro, y los gobiernos dedican parte de sus recursos a afrontar amenazas potenciales.

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