Cogeneración y redes de calefacción urbana

1. Introducción

El desarrollo de las diferentes infraestructuras energéticas presentes en los diferentes sistemas energéticos locales, muchas veces de forma desordenada, está produciendo un aumento en el número y complejidad de las interacciones a que dan lugar (Rad, 2011, pp. 2, 29). En un sistema de calefacción convencional, el gas se transporta desde las redes básicas de transporte y redes de distribución en las ciudades hasta las calderas domésticas individuales (London Climate Change Agency, 2007, p. 11). Sin embargo, en el caso de la utilización conjunta de redes de calefacción urbana junto con plantas cogeneradoras, el concepto es diferente. En este caso, y conforme el sistema se expande, se dan externalidades en las redes de calefacción (Corvellec, 2013, p. 33), pudiendo conseguirse economías de escala en el suministro del calor y utilizar más eficientemente el combustible empleado que las calderas individuales, las cuales operan normalmente a carga parcial (Kavalov y Peteves, 2004, pp. 45, 62) (Wien Energie, p. 44).

El análisis de la Comisión Europea sobre la evolución de la cogeneración instalada en los Estados Miembros entre 2004 y 2008, aun siendo cierto que muestra un crecimiento medio anual de un 0.5%, enmascara una gran divergencia en cuanto al grado de implementación de esta tecnología se refiere, habiendo tan sólo unos pocos países en los que se pueda afirmar que haya resultado efectiva la legislación nacional resultante de la Directiva 2004/08/EC sobre fomento de la cogeneración haya resultado efectiva (CODE, 2011, pp. 3-4).

Aunque un creciente número de autoridades locales están considerando la utilización conjunta de centrales cogeneradoras junto con redes de calefacción urbana como una tecnología que puede alinearse a largo plazo con las estrategias energéticas de la UE-28 (así como con la de cada uno de los Estados miembros que la componen) y de esta forma reducir sus emisiones contaminantes (Greater London Authority, 2013, p. 65), lo cierto es que, tal y como se aprecia en la figura 1, aun siendo esta tecnología una de las que reduce más las emisiones de CO2 a un menor coste (Kelly y Pollitt, 2010, pp. 6939-6940) (Connolly, 2014, pp. 485-488), existen barreras significativas tanto a nivel institucional como de mercado que lastran una implementación óptima de la misma (Verbruggen, 2008, p. 3071) (Comisión Europea, 2006, p. 7). Por lo tanto, aunque pueda parecer que las políticas energéticas de los Estados miembros sea la de favorecer el desarrollo de la utilización conjunta de la cogeneración junto con redes de calefacción urbana, la principal razón por la que se está fallando a la hora de estimular un mayor grado de inversión en la infraestructura necesaria para su desarrollo es porque las políticas energéticas y las regulaciones, lejos de promover soluciones alternativas tales como las infraestructuras energéticas locales, continuamente refuerzan un régimen energético centralizado (Rydin et al, 2011, p. 5). Lo cierto es que, por lo general, los distintos marcos energéticos nacionales de la UE-28 promueven cambios incrementales y restringen unos cambios estructurales radicales necesarios a todas luces (Mitchell, 2010, p. 1) (Lockwood, 2013, p. 15).

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Figura 1. Coste de reducción del CO2 para una vivienda típica del Reino Unido en el año 2008 (Kelly y Pollit, 2010)

Como ejemplo se puede citar que, tal y como se ha podido constatar en la mayoría de los Estados miembros de la UE-28, los esfuerzos en conseguir una descarbonización en el lado de la demanda se han centrado en medidas tales como un futuro completamente eléctrico (Speirs, 2010, p. 26), el desarrollo de modelos tecnoeconómicos que no toman en cuenta circunstancias locales (Speirs, 2010, pp. 15-16), y oportunidades e incentivos para la eficiencia energética que están basados en fallos de mercado (Golove y Eto, 1996, pp. 18-22) (Brown, 2001, pp. 1199-1200) (Hynek, et al, 2012, p. 136) (Department of Energy & Climate Change, 2012, p. 18) y que tratan a los usuarios de manera individual, descuidando las potenciales economías de escala que pueden conseguirse a través de la utilización conjunta de la calefacción urbana y la cogeneración (Piel, 2012, p. 3). La Comisión Europea oficialmente se interesó por la tecnología de la cogeneración en el año 1997 a través de la Comunicación sobre la Promoción de la producción combinada de electricidad y calor (Comisión Europea, 1997, pp. 2, 3), centrándose la misma en el incremento de la producción eléctrica procedente de plantas cogeneradoras (Comisión Europea, 1997, p. 10). Precisamente este intento por parte de la Comisión de conseguir plantas cogeneradoras con una menor relación calor/electricidad supuso que la Comunicación, lejos de difundir la utilización de las redes de calefacción urbana, provocase únicamente una mejora en la eficiencia de las plantas (Grohnheit, 1999, pp. 22, 23) (Zmijewski, 2013, p. 10). Posteriores Directivas tales como la Directiva 2004/08/EC sobre fomento de la cogeneración, no resultó ser un “estímulo positivo para la cogeneración” en muchos de los Estados Miembros de la UE (Loncar y Ridjan, 2012, p. 32). La Comisión, después de haber observado el estancamiento en la difusión de las redes de calefacción urbana desde 1990 (Zmijewski, 2013, p. 10), desarrolló una Directiva relativa a eficiencia energética (la Directiva 2012/27/UE) en la cual en su artículo 14 explícitamente se recomienda el empleo de redes de calefacción urbana como una potencial tecnología para cumplir los objetivos relativos a eficiencia energética propuestos para el año 2020 (Comisión Europea, 2012(a), pp. 10, 20-22). Sin embargo, el punto 14(7) sólo obliga a que aquellas instalaciones de cogeneración y calefacción urbana que obtengan un resultado positivo desde una perspectiva económica “sean tenidas en cuenta”, lo que de facto legitima a las autoridades a elegir discrecionalmente la tecnología que estimen oportuna (Ends Europe, 2012, p. 18) y en esencia legalmente no cambia la situación anterior a la antedicha Directiva.

Las redes de calefacción urbana tienen unas características tecnológicas e institucionales particulares (tales como el ser un monopolio natural) que hacen que las mismas no sean unos bienes de consumo convencionales (Söderholm y Wårell, 2011, pp. 743-744). Al no darse un equilibrio de mercado (donde los precios son iguales a los costes marginales de producción) (Osborne, 1997) sino una situación monopolística, los costes de producción bajarán conforme la producción aumente (The Linux Information Project, 2005), siendo por tanto más económico que una única infraestructura sea la que domine el mercado (ESMAP, 2000, p. 94). Debido a que bajo circunstancias de fallos de mercado no existirá (o al menos se verá muy mermada) la inversión privada, la inversión pública o el desarrollo de una regulación adecuada se hacen necesarias (Killick, 2001, p. 60).

Una vez realizada en esta primera sección un primer acercamiento a la situación actual de las redes de calefacción urbana y centrales cogeneradoras en la UE-28, se procederá, en la sección segunda, a la identificación de las barreras institucionales y financieras que lastran su utilización conjunta, para posteriormente proponer, en la sección tercera, medidas orientadas a la eliminación de las barreras antedichas. Finalmente, la sección cuarta se reservará para las conclusiones, donde se presentarán las implicaciones en cuanto a política energética se refiere de las medidas tomadas para hacer frente a las barreras identificadas.

2. Barreras institucionales y financieras que lastran la utilización de centrales cogeneradoras conjuntamente con redes de calefacción urbana

2.1 Efecto de la competencia distintiva y del modelo de negocio

Si en los países miembros de la UE-28 no se crea un marco normativo que tenga por objeto hacer a la eficiencia energética parte de la competencia distintiva (también conocida como básica) de las compañías eléctricas (Public Service Commission, 2013, p. 21), aun en el supuesto de ser la implantación de la cogeneración y las redes de calefacción urbana técnica y económicamente factibles, los esquemas podrían no progresar ya que normalmente se considera la inversión en cogeneración menos atractiva que otros proyectos que se encuadran, focalizan y no entran en conflicto con la competencia distintiva de las mismas (Division of Ratepayer Advocates, 2012, p. 56), ofreciendo estos proyectos además una mejor tasa de retorno, un menor riesgo intrínseco y pudiendo por otro lado implementarse más fácilmente ya que no tienen que superar las barreras asociadas a los proyectos de cogeneración (Global Environment Facility, 2001, p. 47), (McNaught, 2011, pp. 55-56), (King, 2012, p. 37).

Es evidente, y la experiencia en otros sectores con características monopolísticas naturales así lo demuestra, que las eléctricas no se embarcarán en actividades emprendedoras o innovadoras sin un incentivo para hacerlo (Bauknecht et al, 2007, p. 36) y este incentivo debe venir indudablemente del regulador (Hawkey y Webb, 2012, p. 4). Empíricamente se ha comprobado que los esfuerzos para incentivar a organizaciones focales (aquellas que sirven como punto de referencia) tales como los operadores de la red de distribución a actuar como emprendedores institucionales, ha sido problemático (Greenwood et al, 2011, p. 350) debido a que esta emprendeduría es contraria a la lógica competitiva que se ha establecido en la práctica totalidad de los países más desarrollados de la UE. Esto se debe a que la innovación y el cambio no están ni mucho menos entre las prioridades de organizaciones focales que se beneficien de un status quo privilegiado (Dewick y Foster, 2011, pp. 2, 10) (Sederlöf, 2012, p. 24).

2.2 Volatilidad de los precios de combustible y de la electricidad

Se conoce por s park-spread a la relación entre los precios del gas y de la electricidad (Schofield, 2007, p. 193). La utilización de la cogeneración será tanto más atractiva cuanto más bajo sea el precio del gas con respecto al de la electricidad, es decir, cuanto mayor sea el spark-spread (Shahidepour, 2002, pp. 164-165), siendo éste como factor el de mayor impacto tanto en la tasa interna de retorno como en el nivel de riesgo asociado a un proyecto de cogeneración (Western Development Commision, 2008, p. 10). En años recientes, el aumento y volatilidad de los precios del gas con respecto a los de la electricidad (spark-spread bajo) ha sido la mayor fuerza disuasoria a la expansión de la cogeneración, esperándose que esta tendencia continúe en un futuro cercano (Department of Energy and Climate Change, 2012, p. 5). A pesar de tener la opción de formalizar contratos de larga duración con el objeto de hacer frente al riesgo asociado a la marcada volatilidad de los precios del gas en el mercado, lo cierto es que es precisamente esta volatilidad la que hace que el acceso a este contrato por parte los grandes usuarios sea a un precio netamente superior (Orion Innovations, 2014, p. 20). Consecuentemente, el s park-spread entre los precios del gas y de la electricidad se acercan, siendo por ende el atractivo económico de la cogeneración inferior (American Gas Foundation, 2003, pp. 68-69) ya que la volatilidad que experimenta el precio del gas normalmente no se reproduce exactamente en los precios de la electricidad (Näsäkkälä, 2003, p. 14). Este riesgo adicional hará incrementar la tasa de retorno requerida para la realización de un proyecto que conlleve la implantación de un sistema de cogeneración junto con una red de calefacción urbana (Emery, Liu, 2002, p. 119).

En este apartado es preciso indicar que, a diferencia de otros países miembros de la UE-28 y en aras de disminuir la incertidumbre con respecto al precio de un recurso energético concreto, los productores de países con una larga tradición en cogeneración como es el caso de Suecia, normalmente pueden elegir discrecionalmente entre al menos dos combustibles, posibilitando esta flexibilidad que el sector de la cogeneración sueco sea económicamente viable (Larsson, 2007, p. 24).

2.3 Otras razones

El marco institucional y legal relativo a las redes de calefacción urbana pertenece principalmente al ámbito nacional de cada uno de los Estados miembros, siendo una de las pocas directivas internacionales que afectan a la competitividad de la calefacción urbana el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea (Froning, 2007, p. 1) (Finnish Energy Industries, 2013, p. 12) y la Directiva relativa a la eficiencia energética (la Directiva 2012/27/UE) que, tal y como se indicó anteriormente y a pesar de recomendar explícitamente el empleo de la calefacción urbana para cumplir los objetivos energéticos propuestos por la UE-28 para el año 2020, legalmente no obliga su implantación a pesar de que la misma fuera económicamente viable, por lo que se puede decir que hasta la fecha no existe una legislación que a nivel supranacional específicamente asegure una expansión de las redes de calefacción urbana. Aparte del efecto de la competencia distintiva, del modelo de negocio y de la volatilidad de los precios de combustible y de la electricidad, se han identificado las siguientes barreras que igualmente lastran el desarrollo de las redes de calor:

- Inversión a largo plazo: La calefacción urbana supone un compromiso a largo plazo (E.ON UK, 2008, p. 19) comparable con otros proyectos de obra pública de importancia, lo que no la hace atractiva para aquellos mercados energéticos que hayan sido privatizados y abiertos a la competencia ya que éstos prefieren proyectos con recuperaciones de la inversiones más cortas (Ecoheatcool, 2006, p. 22). Este hecho, unido al mayor riesgo que entraña la implantación de redes de calefacción urbana en comparación con otras tecnologías más convencionales, hace que el coste de capital requerido sea mayor (Oxera, 2009, pp. 7-8) (Local Energy Efficiency Consortium, 2011, p. 9).

- Marco regulatorio: La influencia de un marco regulatorio diferente para cada Estado miembro y un acercamiento en muchas ocasiones dispar, hace que la situación en el sector de la calefacción urbana de la UE-28 no esté en absoluto armonizada (Morris, 2011, pp. 2, 34, 38, 57, 58), dificultando esto la participación de actores del mercado que hayan participado con anterioridad en proyectos de la misma índole en otro Estado miembro.

- Regulación y distorsión del precio de la energía: En la mayoría de los países de Europa del este, se ha venido aplicando una regulación de los precios del calor para proteger a la parte más desfavorecida de la población (debido principalmente a que no se han introducido programas de asistencia social a nivel nacional o local) (Farkas et al, 2011, p. 7), lo que provoca no solamente un mercado energético con unos precios distorsionados (European Investment Bank, 2013, p. 16) sino que, indirectamente, evita un mantenimiento adecuado y la expansión de las redes de calefacción al impedir que muchos inversores privados se introduzcan en el sector de la calefacción urbana (Froning y Piel, 2006, p.1).

- Liberalización del mercado energético: Los diferentes modelos adoptados para liberalizar el mercado energético en los distintos Estados miembros, han causado una serie de dificultades para los actores del mercado. En concreto, a la falta de integración del mercado de la energía (Comisión Europea, 2013, p. 13), se une el hecho de que, paradójicamente, la liberalización del mercado ha provocado que la industria energética se haya atomizado en un reducido grupo de grandes empresas (Bulmer, 2007, pp. 134, 175) (Francoeur, 2008, pp. 6, 34) (Groznik, 2009, p. 4) que no están interesadas en el desarrollo de la cogeneración (Cogen Europe, 2006, p. 14).

- Prioridades, experiencia y electoralismo de las autoridades locales: A diferencia de la salud o la educación, por lo general las autoridades locales presentes en la UE-28, además de no poseer experiencia en el área en cuestión, no consideran a la energía como una prioridad (ESD, 2005, p. 4) y muchas de las acciones que llevan a cabo en este área, en caso de realizarse, son cuanto menos “no transparentes” (Cahn, 2000, p. 4). Por otro lado, y debido a que las autoridades locales son conocedoras que, aun siendo beneficioso para la sociedad en su conjunto, electoralmente sería peligroso el contraer deudas para realizar proyectos energéticos que esencialmente no son una demanda ni objeto de debate abierto dentro del público general, por lo que en la mayoría de los casos deciden no embarcarse en proyectos de esta índole (Peters et al, 2013, p. 38).

Una vez identificadas las principales barreras institucionales y financieras que impiden un mayor desarrollo de las redes de calefacción urbana, en la tabla I se muestra, a modo de resumen lo expuesto en esta sección.

Tabla 1. Barreras institucionales y financieras más significativas al despegue de las redes de calefacción y la cogeneración en la UE-28

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