Exam Questions

The exam contains a selection of questions from each of the three “blocs” of the seminar. For each “bloc”, there are two “short” and two “long” questions.

WITHIN EACH BLOC, choose 1 short and 1 long question. When you finish this exam, you should have answered three short questions and three long questions, a total of six questions in all. Answers to long questions should not exceed two pages; answers to short questions should not exceed one page (hence, the total length of all your answers will not exceed nine written pages).

Please answer only one of each of the two long and short question sections from each bloc of the seminar. In providing your answers, please ensure that they are properly numbered, and remember to support your claims with evidence (e.g. from the course reading packet).

LEVERAGING MARKET-BASED ACTION FOR POSITIVE CHANGE: A SEMINAR ON SOCIAL ENTREPRENEURSHIP

Exam Guidelines

This is a 24-hour, open-book exam. This exam is optional, and substitutes for the 15-page seminar term paper. You may consult all your notes as well as the reading materials you wish to answer the exam questions.

You will receive the exam questions at 9 a.m. Swiss time on either one of the following dates that you requested in advance: June 30, 2003, July 1, 2003, or July 2, 2003.

You must return your answers to the questions within 24 hours, i.e., the latest by 9:00 a.m. Swiss time on the following day. Please write your answers in this 

Word document.

Please send your exam answers to all following three email addresses: pamela.hartigan@schwabfound.org, maximillian_martin@harvard.edu, and devyani.rana@weforum.org. Late submissions will not be considered.

Please note that by taking the exam, y ou agree to neither consult with other students or individuals on the exam questions nor to share nor compare your answers.

Failure to comply with these guidelines will be considered as a case of academic dishonesty, and will result in a failing grade for the exam.

Desarrollo de la demanda energética - Apéndice

población: la población de la OCDE Europa alcanzará casi los 550 millones de individuos alrededor de 2030. Después de esta fecha, experimentará una disminución hasta 510 millones para el año 2050.

PIB: se espera una subida media del PIB ajustado por PPP de un ritmo anual de 1,7%, con tendencia a triplicarse para 2050. El PIB per cápita seguirá siendo uno de los más altos del mundo, más del doble de la media mundial.

intensidad energética: bajo el escenario de referencia, la intensidad energética se reducirá un 1,1% anual, provocando una reducción de la demanda final de energía por unidad de PIB del orden del 40% entre 2003 y 2050. Bajo el escenario de [r]evolución energética se producirá una caída de la intensidad energética de casi el 75%. demanda energética final: bajo el escenario de referencia se producirá un aumento de la demanda energética de más del 30% de la cifra actual de 50.000 PJ/a a 68.000 PJ/a para 2050. Bajo el escenario de [r]evolución energética se producirá una bajada estable a 41.000 PJ/a para

2050, dos tercios del consumo proyectado bajo el escenario de referencia.

demanda de electricidad: bajo el escenario de [r]evolución energética se espera un incremento de la demanda de electricidad hasta 2040, con una disminución de alrededor de 3.300 TWh/a para 2050. Comparado con el escenario de referencia, las medidas de eficiencia energética permiten evitar la generación de 1.100 TWh/a. demanda de calor: bajo el escenario de [r]evolución energética, la demanda de calor casi se doblará. Comparado con el escenario de referencia, se evita el consumo de 13.000 PJ/a gracias a las mejoras en eficiencia energética.

Sistemas de cuota para las renovables - II

Las compañías eléctricas están obligadas por ley a adquirir una proporción cada vez mayor de energía renovable. Países que han adoptado este sistema son el Reino Unido, Suecia e Italia en Europa, y muchos estados en EEUU, donde se conocen como RPS (Renewable Portfolio Standard-Normas de cartera de renovables).

Comparado con el precio fijo de las licitaciones, el modelo de CVN presenta más riesgos para el inversor debido a las fluctuaciones diarias de los precios, a menos que se creen mercados efectivos para contratos certificados (y de electricidad) a largo plazo, un tipo de mercados que no existe aún. El sistema es también más complejo que otros mecanismos de pago.

¿Cuál de estos sistemas de incentivos funciona mejor? Según la experiencia pasada, está claro que pueden diseñarse políticas basadas en tarifas fijas y primas que funcionen más eficazmente, aunque su implantación no es ninguna garantía de éxito. Casi todos los países con experiencia en mecanismos de ayuda de las energías renovables han utilizado en algún momento el sistema de primas, pero no todas han contribuido a un aumento de la producción de electricidad de las renovables. Es el diseño del mecanismo, junto con otras medidas, lo que determina el éxito.

Tal vez sea demasiado pronto para poder sacar conclusiones definitivas sobre los impactos potenciales

de todas las políticas disponibles dado que se encuentran aún en fase experimental sistemas más complejos como aquéllos basados en certificados verdes negociables (CVNs). Se necesita más tiempo y experiencia para poder sacar conclusiones fiables sobre su capacidad para atraer inversiones y ofrecer nuevas capacidades. La elección de un marco adecuado a nivel nacional depende también de la cultura y la historia de cada país, del grado de desarrollo de las renovables y de la voluntad política para lograr los resultados deseados.

Sistemas de cuota para las renovables - I

Se han utilizado dos tipos de sistemas de cuota para las energías renovables: los sistemas basados en licitaciones y los certificados verdes.

Los sistemas basados en licitaciones permiten la licitación competitiva de contratos para construir y operar un proyecto en particular, o bien una cantidad fija de capacidad de renovables en un país o un estado. Aunque se tienen en cuenta también otros muchos factores, invariablemente gana la oferta de menor precio. Este sistema se ha utilizado para fomentar el uso de energía eólica en Irlanda, Francia, Reino Unido, Dinamarca y China.

El inconveniente de este sistema es que los inversores pueden pujar por un precio demasiado bajo desde el punto de vista económico para hacerse con el contrato, para después abandonar el proyecto. Por ejemplo, bajo el sistema de licitación inglés NFFO (Non-Fossil Fuel Obligation-obligación de compra de energía de fuentes no fósiles), muchos de los contratos se quedan sin realizar, por lo que se optó por abandonarlo. Pero si se diseña de manera adecuada, con contratos de duración, un vínculo claro para planificar acuerdos y un precio mínimo posible, la licitación de proyectos de envergadura podría resultar efectiva, como ha ocurrido en la extracción de petróleo y gas en alta mar en el Mar del Norte europeo. 

El sistema de los certificados verdes negociables (CVNs) funciona ofreciendo “certificados verdes” por cada kWh generado por un productor de energía renovable. El valor de estos certificados, que puede negociarse en un mercado, se añade al valor base de la electricidad. Un sistema de certificados verdes funciona en general en combinación con un aumento de la cuota de generación de electricidad renovable. 

sistemas de precios fijos

El sistema de precios fijos incluye el de subvenciones a la inversión, el sistema de primas en las tarifas y los créditos fiscales.
Las subvenciones a la inversión son pagos de capital realizados generalmente sobre la base de la potencia homologada (en kW) del generador. Generalmente se reconoce que los sistemas que basan el monto de la ayuda en el tamaño del generador en lugar de en el rendimiento eléctrico pueden llegar a un desarrollo menos eficiente de la tecnología. Por ello la tendencia global es a alejarse de este sistema de pagos, aunque pueden resultar efectivos cuando se combinan con otros incentivos.
El sistema de primas en las tarifas FIT, adopta0do en casi toda Europa, ha probado ser un sistema de gran éxito a la hora de expandir la energía eólica en Alemania, España y Dinamarca. Los productores reciben un precio fijo por cada kWh de electricidad que vuelquen a la red eléctrica. En Alemania, el precio abonado varía según la madurez relativa de cada tecnología y se reduce cada año para reflejar la caída de precios. El coste adicional del sistema recae en los contribuyentes o los consumidores de la electricidad.

La ventaja principal de un FIT es su sencillez administrativa y su fomento de una mejor planificación. Aunque el FIT no se asocia con un acuerdo de compra de energía (PPA) formal, generalmente las compañías de distribución están obligadas a comprar toda la producción a las instalaciones de energía renovable. Alemania ha reducido el riesgo político de cambio del sistema con la garantía de los pagos durante 20 años. El problema principal asociado con un sistema de precio fijo es que no se presta fácilmente a ajustes – ni al alza
ni a la baja – para reflejar los cambios en los costes de producción de las tecnologías renovables.
Los sistemas de prima fija, denominados en ocasiones mecanismo de “bonos medioambientales”, funcionan añadiendo una prima fija al precio base final de la electricidad. Desde el punto de vista de un inversor, el precio total recibido por kWh es menos predecible que bajo el sistema de primas en las tarifas, ya que depende de un precio de la electricidad en cambio constante, pero desde una perspectiva de mercado, se afirma que una prima fija es más fácil de integrar en el mercado de la electricidad porque todos los implicados reaccionarán a los síntomas de los precios de mercado. España es el principal país en adoptar un sistema de prima fija.
Los créditos fiscales, tal como se utilizan en EEUU y Canadá, ofrecen un crédito contra los pagos fiscales por cada kWh producido. En Estados Unidos el mercado ha estado regulado por un crédito de impuesto para la producción (PTC) federal del orden de 1,8 céntimos por kWh que se ajusta anualmente según la inflación

Mecanismos de ayuda para las energías renovables

En la presente sección se ofrece un resumen de los mecanismos de ayuda existentes y las experiencias sobre su funcionamiento. Los mecanismos de ayuda siguen siendo la segunda mejor solución para corregir los fallos del mercado en el sector eléctrico, su introducción es una solución política práctica pero reconoce que, a corto plazo, no existen otras vías prácticas para aplicar el principio de “el que contamina paga”.

En resumen existen dos tipos de incentivos para promover el desarrollo de la energía renovable, que son el sistema de precios fijos, donde el gobierno regula el precio de venta de la electricidad (o prima) abonado al productor y deja al mercado que determine la cuota de contribución de las renovables al mix, y el sistema de cuota (en EEUU se denominan Normas de Cartera de Renovables- Renewable Portfolio Standards), donde el gobierno regula la cantidad de electricidad renovable y deja que el mercado determine el precio. Ambos sistemas crean un mercado protegido basado en un fondo de subvenciones, generadores convencionales subvencionados y depreciados cuyos costes medioambientales externos no se tienen en cuenta. Su objetivo es ofrecer incentivos para mejoras tecnológicas y reducciones de costes, abaratando el precio de las renovables que pueden así competir con fuentes convencionales en el futuro.

La principal diferencia entre los sistemas basados en la cuota y los sistemas basados en el precio es que el primero fomenta la competencia entre los productores de electricidad. De todas formas, existe competencia entre los fabricantes de tecnologías, que es el factor crucial para abaratar los costes de la producción eléctrica, independientemente de si el gobierno regula los precios o las cuotas. Los precios abonados a los productores de energía eólica son actualmente mayores en muchos sistemas europeos basados en la cuota

(Reino Unido, Bélgica, Italia) que en los sistemas de precios fijos o los basados en las primas (Alemania, España, Dinamarca).