El Reino Unido se ha comprometido a alcanzar objetivos jurídicamente vinculantes de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero del 34% para 2020 y del 80% para 2050, en comparación con los niveles de 1990, tal como se establece en la Ley de Cambio Climático de 2008 . [1] La descarbonización de la generación de electricidad constituirá una parte importante de esta reducción y es esencial antes de que otros sectores de la economía puedan descarbonizarse con éxito . [2]
Las propuestas del Gobierno para la reforma del mercado eléctrico , publicadas en un Libro Blanco en julio de 2011, incluían tres iniciativas para fomentar la descarbonización de la generación de electricidad en el Reino Unido: un precio mínimo del carbono para complementar el régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (EU ETS); Tarifas de alimentación que eventualmente reemplazarán la Obligación de Energías Renovables ; y una Norma de Desempeño de Emisiones para restringir el uso futuro de las formas de generación más intensivas en carbono . [2]
Al implementar estas propuestas, el Gobierno apunta a atraer inversiones en generación con bajas emisiones de carbono, brindar seguridad de suministro a través de una combinación adecuada de fuentes de electricidad y garantizar un impacto mínimo en las facturas de los consumidores; Todo esto en un momento en el que la seguridad del suministro se ve amenazada por los cierres programados de las centrales existentes y en el que tanto la demanda como, en consecuencia, el precio de la electricidad están aumentando. [2]
El Gobierno publicó Planificación de nuestro futuro eléctrico: un libro blanco para una electricidad segura, asequible y baja en carbono en julio de 2011. [2] El documento contenía tres propuestas diseñadas para fomentar la descarbonización del sector eléctrico del Reino Unido, la justificación detrás de su introducción y los impactos potenciales. A continuación se analizan sucesivamente un precio mínimo del carbono, tarifas reguladas y un estándar de desempeño en materia de emisiones.
El Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS) es un sistema de comercio de derechos de emisión que cubre el sector europeo de generación de electricidad y las industrias con uso intensivo de energía. [2] Introducido en 2005, proporciona un mecanismo a través del cual el precio europeo del carbono puede aumentarse gradualmente para tener en cuenta externalidades negativas, como el impacto social y ambiental de las emisiones, que normalmente no se considerarían.
La incapacidad del mercado para reflejar el costo total del carbono se conoce como falla del mercado . La importancia de tener en cuenta el costo total del carbono en las decisiones de inversión fue resaltada por el influyente Informe Stern sobre la economía del cambio climático, que encontró que el costo de tomar medidas para reducir las emisiones ahora es mucho menor que el costo para la economía si no se toman medidas. se toma y se requiere una adaptación en una fecha posterior. [3]
El EU ETS opera estableciendo un límite general de emisiones y asignando permisos negociables a los participantes en el esquema. Si un participante desea emitir más que su asignación, debe comprar permisos adicionales de un participante que no requiera su asignación completa. El precio del carbono aumenta lentamente al reducir la cantidad de créditos en circulación, aumentando gradualmente el incentivo para que las empresas busquen alternativas bajas en carbono. [4]
En lugar de obligar a todos los participantes a reducir las emisiones en una cantidad determinada, los sistemas de límites máximos y comercio permiten a las organizaciones individuales responder de la manera más efectiva, ya sea reduciendo las emisiones o comprando permisos adicionales, reduciendo así el costo general de lograr reducciones de emisiones. [4]
Sin embargo, en la práctica, aunque proporciona certeza sobre el ritmo y la escala de las reducciones de emisiones de la UE, el RCDE UE no ha logrado aumentar el precio del carbono lo suficiente como para desviar el comportamiento de las prácticas intensivas en carbono. [4] Este fracaso puede atribuirse a la presencia de un excedente de créditos en el sistema, debido tanto a la aplicación del principio de precedente, según el cual se asignaban permisos gratuitos a actores cuyo negocio depende completamente de la producción de emisiones, como a una falta de datos sobre las emisiones reales cuando se estableció el límite original. [4]
Las fallas identificadas no son fallas del sistema de límites máximos y comercio en sí, sino fallas en su implementación. El comercio de derechos de emisión sigue siendo la opción preferida del Gobierno para reducir las emisiones, enfoque que también respalda el Informe Stern. [3] Se pueden tomar medidas para mejorar la eficacia del RCDE UE; de hecho, la presencia de créditos excedentes comenzaría a abordarse a partir de 2013, después de lo cual el límite se ajustará cada año y se reducirá el número de créditos en el sistema. . Sin embargo, dado que el límite inicial parece haberse fijado demasiado alto, el precio del carbono puede permanecer bajo y sujeto a volatilidad durante algún tiempo después de esta fecha hasta que el límite se ajuste lo suficiente.
Debido en parte a fallas en la implementación del EU ETS y a una discrepancia entre los objetivos de reducción de emisiones de la UE y el Reino Unido, el esquema de la UE no es consistente con el ritmo y la escala del cambio requerido para cumplir los objetivos de descarbonización del Reino Unido. Como tal, el precio del carbono fijado por el EU ETS no ha sido seguro ni lo suficientemente alto como para fomentar una inversión suficiente en generación de electricidad con bajas emisiones de carbono en el Reino Unido. [2] Por lo tanto, el Gobierno del Reino Unido ha identificado que se necesitan incentivos adicionales para garantizar que se siga avanzando hacia el cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones del Reino Unido. Además, las medidas deben ser coherentes con el RCDE UE para que el Reino Unido pueda seguir operando dentro del sistema hasta que ya no sea necesario un incentivo adicional. La introducción del Precio Mínimo del Carbono tiene como objetivo lograr estos objetivos.
Establecer un precio mínimo del carbono evitará que el precio del carbono en el Reino Unido caiga por debajo de un nivel objetivo, complementando el precio del carbono establecido por el EU ETS cuando sea necesario. [2] El nivel objetivo elegido por el Gobierno debe ser lo suficientemente alto como para proporcionar una señal clara a los inversores de que la generación de electricidad con bajas emisiones de carbono representa una inversión segura a largo plazo. Un objetivo secundario es fomentar un cambio en las decisiones de despacho de la generación existente, favoreciendo el uso de generación con menor uso de carbono sobre formas más tradicionales cuando ambas estén disponibles. El precio mínimo del carbono tiene como objetivo proporcionar una mayor certeza sobre los precios futuros del carbono, protegiendo a los inversores en iniciativas británicas de bajas emisiones de carbono de la volatilidad del precio del carbono de la UE. Esto tiene el efecto de reducir la cantidad de riesgo al que están expuestos los inversores y disminuir el costo de capital para inversiones bajas en carbono. [2]
Al fijar el precio mínimo del carbono, el Gobierno debe lograr un equilibrio entre fomentar las inversiones en generación con bajas emisiones de carbono sin afectar injustamente a los generadores existentes, socavar la competitividad de la industria del Reino Unido o aumentar indebidamente los precios de la electricidad. [2] Por estas razones, la introducción de un precio mínimo del carbono es insuficiente por sí sola para generar una inversión suficiente y se complementa con un cambio propuesto en el mecanismo de apoyo a la generación con bajas emisiones de carbono a una forma de tarifa de alimentación , que se analiza a continuación. .
Una tarifa de alimentación (FIT) proporciona un nivel fijo de ingresos para un generador con bajas emisiones de carbono durante un período de tiempo específico. Hay tres tipos principales: un FIT Premium ofrece un pago estático además de los ingresos obtenidos por la venta de electricidad en el mercado; una FIT fija proporciona un pago estático diseñado para reemplazar cualquier ingreso proveniente de la venta en el mercado de electricidad; y un FIT con un contrato por diferencia (CfD), donde se realiza un pago variable para garantizar que el generador reciba la tarifa acordada suponiendo que venda su electricidad al precio de mercado. [5]
Un FIT con CFD es la opción preferida del Gobierno, ya que se considera más rentable y al mismo tiempo conserva una cantidad adecuada de exposición a las fuerzas del mercado. El requisito de vender electricidad en el mercado alienta a los operadores a tomar decisiones eficientes sobre el despacho y el mantenimiento, dado que se pueden lograr ingresos superiores a la tarifa acordada si la electricidad se vende a un precio superior al precio medio del mercado. [5] El contacto con el mercado se eliminaría por completo en el caso de un FIT fijo, lo que podría dar lugar a decisiones operativas subóptimas, y demasiado grande en el caso de un FIT Premium, lo que sobreexpondría a los operadores a la incertidumbre futura sobre los precios de la electricidad .
Se propone que las tarifas de alimentación con Contratos por Diferencia (FIT CfD) reemplacen el actual mecanismo de apoyo, la Obligación de Energías Renovables (RO), en 2017, después de funcionar en paralelo desde 2013. La Obligación de Energías Renovables fomenta la generación de electricidad a partir de energías renovables. fuentes mediante la concesión de Certificados de Obligación Renovable (ROC) a los generadores. Los Certificados de Obligación de Energías Renovables proporcionan una fuente adicional de ingresos ya que pueden venderse a proveedores que están obligados a obtener una cantidad cada vez mayor de la electricidad que suministran a partir de fuentes de energía renovables.
La Obligación de Energías Renovables ha logrado fomentar el desarrollo de formas bien establecidas de energía renovable, como el gas de vertedero y la energía eólica terrestre , pero ha tenido menos éxito a la hora de incorporar tecnologías menos desarrolladas a la competitividad del mercado. [6] La modelización de escenarios de implementación futuros indica que se requeriría una contribución significativa de tecnologías menos maduras que carecían de incentivos suficientes para convertirse en alternativas viables según el esquema original de Obligaciones de Energías Renovables. [7] La Obligación de Renovables tampoco se aplica a la generación nuclear .
Otras críticas a la Obligación de Energías Renovables en su forma original incluyeron la incertidumbre sobre el precio de un Certificado de Obligación de Energías Renovables, que varía dependiendo de la demanda y podría reducirse significativamente si la cantidad de electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables se acerca al nivel de obligación. La presencia de este riesgo actuó como un incentivo perverso para que el mercado no cumpliera con la obligación. [8]
La Obligación de Energías Renovables también ha sido criticada por actuar como una barrera de entrada para los pequeños generadores, ya que sólo las grandes empresas pueden superar los altos costos de transacción y los altos riesgos de inversión asociados con el mecanismo. [9] Cualquier reducción del riesgo mejoraría el acceso a los mercados de capitales, lo que es especialmente importante para las pequeñas empresas que no pueden financiar proyectos únicamente con su balance. [8]
Las reformas de la Obligación de Energías Renovables desde su introducción en 2002 han tenido como objetivo abordar estas cuestiones. La introducción de bandas en 2009 permitió aumentar los incentivos para las tecnologías de energía renovable que están más alejadas del mercado, mientras que se pudo reducir la cantidad de apoyo a las tecnologías bien establecidas para evitar un exceso de subvenciones. La introducción del margen garantizado, también en 2009, eliminó el riesgo de una caída significativa de los precios de la República de China al establecer el nivel de obligación para garantizar que siempre haya suficiente demanda de República de China. [9] Las tarifas de alimentación se introdujeron en 2010 como una alternativa a la Obligación de Energías Renovables para proyectos de menos de 5 MW con el objetivo de simplificar el proceso y eliminar barreras de acceso para los generadores más pequeños. El esquema de Obligaciones de Energías Renovables también se amplió para aliviar las preocupaciones sobre la duración finita y limitada de los subsidios.
Mitigar algunos de los riesgos asociados con el mecanismo de apoyo es una alternativa a aumentar el nivel de apoyo. [8] A pesar de las reformas a la Obligación de Energías Renovables detalladas anteriormente, persistieron algunos riesgos, como la incertidumbre sobre los precios futuros de la electricidad. La introducción de una tarifa de alimentación para apoyar toda la generación con bajas emisiones de carbono aborda con éxito este riesgo, lo que debería traducirse en un costo de capital reducido. Por lo tanto, la introducción de una tarifa de alimentación tiene como objetivo reducir el coste de suministro de electricidad con bajas emisiones de carbono. Las tarifas de alimentación pueden no ser tan eficientes en el corto plazo, pero brindan estabilidad a largo plazo, incentivos y recursos para ahorros de eficiencia que permitan reducir las tarifas en el futuro. [8]
Se puede crear incertidumbre en materia de políticas debido a cambios excesivos en el mecanismo de apoyo. El Gobierno ha tomado medidas para mitigar este riesgo publicando cronogramas y consultando con la industria sobre la escala y el ritmo de las reformas, realizando una evaluación de impacto, [10] superponiendo la introducción de tarifas reguladas con la Obligación de Energías Renovables por un período de cuatro años. y comprometerse a seguir brindando apoyo a los esquemas existentes bajo la Obligación de Energías Renovables. A pesar de estas medidas, la introducción de un nuevo plan de incentivos corre el riesgo de provocar una pausa en la inversión si los inversores no están seguros de cómo funcionará el plan o de si representa una buena inversión. [2]
Además de reformar el mecanismo de apoyo, el Gobierno está tomando medidas simultáneamente para abordar otras barreras al despliegue, como los retrasos causados por el sistema de planificación y la disponibilidad de conexiones a la red . La Hoja de Ruta de las Energías Renovables, publicada por el Gobierno en 2011, identifica las principales barreras para el despliegue y los niveles potenciales de despliegue para cada forma de energía renovable y detalla cómo se superarán estas barreras. [11]
Los incentivos de descarbonización proporcionados por el precio mínimo del carbono y las tarifas de alimentación se complementan con la introducción propuesta de un Estándar de desempeño de emisiones (EPS) para limitar la cantidad de dióxido de carbono que las nuevas centrales eléctricas pueden emitir por kWh de electricidad generada. Se considera necesaria una Norma de Desempeño de Emisiones en caso de que los incentivos de mercado detallados anteriormente no sean suficientes por sí solos para alejar al sector eléctrico de las formas de generación más intensivas en carbono.
El nivel en el que se fija el EPS reconoce que la generación de combustibles fósiles todavía tiene un papel importante que desempeñar para garantizar la seguridad del suministro, proporcionando una carga base estable y flexibilidad, manteniendo al mismo tiempo la coherencia con los objetivos de descarbonización al impedir la construcción de nuevas centrales eléctricas alimentadas con carbón sin tecnología de captura y almacenamiento de carbono y manteniendo precios de electricidad asequibles. [2]
El EPS propuesto solo se aplica a la generación de electricidad y se fija en un nivel que equilibre el cumplimiento de los objetivos de descarbonización con el costo de la electricidad. Utilizando el argumento de que descarbonizar la electricidad es clave para descarbonizar el suministro de energía del Reino Unido, muchos comentaristas han criticado al HMGoverment por no introducir un EPS de electricidad para 2030 mucho más oneroso. Este argumento se basa en la suposición incorrecta de que el gas no puede descarbonizarse económicamente a gran escala.
Normalmente, la síntesis de metano produce alrededor de un 55% de CO2 y un 45% de CH4 . La separación de estos gases en dos corrientes para inyectar Gas Natural Sintético (SNG) en la red de gas deja CO 2 de alta pureza y alta presión como subproducto residual fácilmente disponible para su uso en CCS con un costo marginal de captura y compresión casi nulo. Si se utiliza una mezcla de 45% biogénico y 55% fósil para producir GNS con CCS, se producen cero emisiones netas de CO 2 . Este concepto se denomina Gas Bajo en Carbono (LCG). En EE. UU., se llama Carbon Neutral SNG. El coste marginal típico de reducción del carbono para la fabricación de LCG es de alrededor de 40 a 50 peniques/tonelada de CO 2 supercrítico .
El gas es un recurso energético primario almacenable, mientras que la electricidad es un vector energético secundario instantáneo. La energía fluye desde la red de gas, pero al revés. En el Reino Unido se almacena 250 veces más energía en forma de gas que de electricidad. El costo de capital de la transmisión de gas es 1/15 del costo por MWkm de transmisión de electricidad. En el pico de demanda invernal fluye cinco veces más energía por la red de gas que por la red eléctrica.
El gas suele costar 1/3 del coste por unidad de energía de la electricidad. El gas carbono negativo se puede producir a partir de residuos mixtos, biomasa y carbón a gran escala a un costo de alrededor de 45 a 50 p/termia, 1/6 del DECC y el costo proyectado por OFGEM para 2030 por unidad de energía de electricidad descarbonizada de £100/MWh.
La tecnología para producir grandes cantidades de gas natural sintético (SNG) de bajo coste fue desarrollada conjuntamente entre el Ministerio de Combustible y Energía de HM y la British Gas Corporation entre 1955 y 1992, con miras a abastecer toda la demanda de gas del Reino Unido después de 2010, cuando Se preveía que se acabaría el gas del Mar del Norte. Elementos clave de la tecnología SNG de British Gas se utilizan actualmente en la planta de SNG más grande y más antigua del mundo con captura y secuestro de carbono (CCS) en Great Plains, Dakota, y se están desarrollando a escala industrial en China durante el período actual de 2010 a 2015. Plan Quinquenal.
Una simple modificación de la tecnología SNG de British Gas permitirá producir SNG con carbono negativo a 60 bar de presión y CO2 supercrítico de alta pureza a 150 bar de presión, con una pérdida neta de eficiencia energética casi nula o coste adicional. El GNS con emisiones de carbono negativas se puede utilizar para generar electricidad con emisiones de carbono negativas a un costo menor que el gas fósil o la electricidad existentes. Dado que tanto la electricidad como el gas pueden descarbonizarse con la misma facilidad y a costos bajos casi iguales, no hay necesidad de introducir un EPS oneroso con miras a "exprimir" en gran medida la generación de electricidad alimentada por gas de la red para 2030. En lugar de eso, es propuso que se introdujeran energías renovables iguales y neutrales desde el punto de vista tecnológico y se introdujeran objetivos de descarbonización tanto para el gas como para la electricidad con bajas emisiones de carbono, con contratos por diferencias tanto para el gas como para la electricidad con bajas emisiones de carbono, cuyos "precios de ejercicio" relativos se fijarían con referencia a la relación histórica entre el gas y la electricidad. relación de precios. Esto distribuirá una descarbonización rentable por igual entre las redes de gas y electricidad y su infraestructura asociada.
La versión final promulgada de la Ley de Energía de 2013 incluyó una enmienda tardía: el Anexo 4 de la Sección 57 de la Ley. El Anexo 4 permite que cualquier planta de gasificación, planta de CCS y dos o más plantas de energía asociadas, o cualquier parte de ellas, se consideren como un sistema único para la determinación de las emisiones antropogénicas netas de CO 2 y la generación de electricidad con bajas emisiones de carbono. La Lista no dice nada sobre qué combustible puede utilizarse para la gasificación; cómo operan o están interconectadas las plantas de gasificación y CAC, y qué tipo de vector energético gaseoso fluye desde las plantas de gasificación y CAC hacia las dos o más centrales eléctricas, o cualquier parte de las mismas. Normalmente, los vectores de energía gaseosos utilizados para la generación de energía son: gas de síntesis (también conocido como gas de síntesis o gas ciudad , una mezcla de CO, CO 2 , H 2 y CH 4 ); Hidrógeno (H 2 ) o metano (también conocido como gas natural , gas natural sintético o biometano - CH 4 ).
Cualquiera de los vectores de gas anteriores podría cumplir con los términos del Anexo 4. En realidad, la única red de transmisión de gas en el Reino Unido que conecta dos o más centrales eléctricas es la red de gas existente del Reino Unido. Por lo tanto, siempre que las emisiones antropogénicas de carbono del metano inyectado en la red se hayan compensado en la fuente mediante el uso de combustibles biogénicos, CCS o una combinación de ambos, dicho metano cumplirá con los términos de la Ley de Energía, y los generadores que quemen dicho metano El gas para producir electricidad con bajas emisiones de carbono podrá optar a la ayuda mediante contratos por diferencias. DECC ha confirmado que dicho plan puede recibir apoyo del CFD.
Dado que el metano inyectado en la red de transmisión de gas a alta presión para compensar las emisiones de carbono se distribuirá equitativamente entre todos los usuarios finales del gas: transporte, calor, industria y generadores de energía, los mayores ingresos obtenidos por las centrales eléctricas alimentadas por gas respaldadas por el CfD se pueden utilizar para financiar la descarbonización del red de gas.
En combinación, la introducción de un precio mínimo del carbono y tarifas de alimentación actuarían como dos señales económicas claras para el mercado con el objetivo de fomentar una respuesta del mercado al desafío de descarbonizar el sector de generación de electricidad del Reino Unido. El Estándar de Desempeño de Emisiones es un respaldo regulatorio diseñado para complementar los incentivos para la generación con bajas emisiones de carbono al evitar una mayor construcción de las formas de generación más intensivas en carbono. [2]
A medida que la necesidad de actuar para cumplir los objetivos de reducción de emisiones del Reino Unido se ha vuelto más urgente, el Gobierno ha proporcionado un mayor nivel de dirección a través de incentivos y regulaciones basados en el mercado. El Gobierno ha intervenido para garantizar que las señales del mercado proporcionadas por el precio del carbono y los incentivos para la generación con bajas emisiones de carbono sean lo suficientemente fuertes como para fomentar una inversión suficiente en la descarbonización.
El Gobierno se ha mostrado reacio a intervenir en el pasado, prefiriendo en cambio ceder a las fuerzas del mercado, pero, como lo ilustra la evolución de la Obligación de Energías Renovables, el Gobierno ha encontrado cada vez más necesario desempeñar un papel más estratégico. [9] El requisito de intervención gubernamental no significa necesariamente que los mercados sean incapaces de lograr los cambios requeridos; de hecho, los mecanismos de mercado siguen siendo la opción preferida para descarbonizar el suministro de electricidad del Reino Unido, sólo que deben diseñarse e implementarse de tal manera que proporcionen la escala y el ritmo del cambio requerido.
No hay ningún plan para volver a la política del tipo de 'comando y control' anterior a la privatización . Por el contrario, los marcos políticos, el diseño del mercado y la regulación son las herramientas mediante las cuales el Gobierno busca impulsar la inversión en proyectos energéticos que se consideran compatibles con los objetivos políticos. En otras palabras, el mercado todavía decide, pero el Gobierno diseña el marco del mercado de manera que influya en la decisión. [9]