El Brexit y el comercio de derechos de emisión de CO2, la leña para subir el precio de la electricidad

Las negociaciones entre la Unión Europea y Reino Unido se encuentran en un callejón sin salida. Resolver el futuro comercial y energético de la isla de Irlanda no es sencillo cuando no se ponen de acuerdo en cómo garantizar que no se levante una aduana.

Nadie sabe cuál será la deriva del Brexit y sus consecuencias tanto para un lado como para otro del Canal de la Mancha. Pero los ánimos están de capa caída. En un tuit, el presidente del Consejo Europeo, Donald Tusk, advertía de que la posibilidad de que el Reino Unido salga de la Unión Europea (UE) sin un acuerdo es “más probable que nunca”.

Todo este ambiente tendrá una repercusión directa en los trílogos que faltan por celebrarse para aprobar la Directiva de Diseño de Mercado Eléctrico, pero también influye en el Comercio de los derechos de emisiones que son muy susceptibles a lo que ocurra entre Reino Unido y Europa.

Si lo que se decide es un Brexit duro, es decir, que no haya acuerdo, Reino Unido tendría que abandonar el Comercio de derechos europeo y los operadores de instalaciones en el país anglosajón ya no podrían participar en el sistema.

"El gobierno británico podría adoptar la postura de que el comercio de derechos de emisión no es algo que se imponga al Reino Unido, de hecho gestionaba un sistema nacional de comercio de derechos de emisión antes de que se pusiera en marcha el de la UE", explica David Robinson, miembro de The Oxford_ _Institute for Energy y del consejo editorial de El Periódico de la Energía, "no obstante, perdería economías de escala si volviese a un ETS exclusivamente nacional. Igualmente, la UE saldría perdiendo si el Reino Unido, en la actualidad el segundo mayor emisor de carbono y un importante importador de derechos de emisión de otros Estados de la UE, abandonase ese sistema".

"El Brexit va a afectar a todos los aspectos económicos", explica José María García Berrendero, corporate trader de Vertis Environmental Finance, empresa especializada en mercados de emisiones de CO2, "y en el contexto del aumento de los precios del carbono, el tema del Brexit es uno de los principales factores de riesgo. Es importante resaltar que en los distintos escenarios que valoramos, aún hay muchas preguntas relacionadas con la separación del Reino Unido de la UE que permanecen abiertas en este momento".

Hay dos escenarios posibles, o un Brexit duro o un o blando. La realidad es que "los negociadores se están quedando sin tiempo para acordar un Brexit regulado. Idealmente, debería alcanzarse un acuerdo para fines de octubre o principios de noviembre de este año, ya que el consenso también debe ser adoptado tanto por el Reino Unido como por el Parlamento de la UE", señala el experto, "pero si no hay acuerdo, habrá una ruptura total a partir del 30 de marzo de 2019".

Si hay un llamado Brexit suave, los efectos serán otros. "En marzo de 2018, Reino Unido confirmó que le gustaría permanecer en el EU ETS hasta al menos el final de la fase 3 en 2020 (31 de diciembre de 2020), lo que estaría respaldado por los principales actores empresariales en el Reino Unido, ya que desean evitar cualquier incertidumbre con respecto a su obligación de cumplimiento", explica García Berrendero, "los firmantes de una declaración en septiembre (EDF, Unilever, WindEurope) son principalmente compañías multinacionales que tienen operaciones en muchos países europeos y prefieren estar sujetos a un solo sistema que tener una obligación de cumplimiento en múltiples sistemas".

Incluso, "el 12 de octubre, Bloomberg informó que este período de transición podría extenderse hasta que estén claros todos los aspectos de la separación", continúa, "un Brexit suave dejaría suficiente tiempo para que las entidades británicas que tienen que entregar derechos (tanto instalaciones industriales como operadores aéreos) se preparen para una salida ordenada. Cuanto más tiempo tengan las instalaciones para prepararse para la salida, menor será el impacto que pueden causar en el mercado del carbono con el exceso de derechos. Las eléctricas británicas, por otro lado, podrían ralentizar cobertura hasta el momento que tengan la necesaria visibilidad de sus obligaciones. Esto podría tener un ligero efecto bajista en el precio del carbono."

"En realidad, la opción más cómoda sería que Reino Unido permaneciese en el EU ETS (al menos mientras sea posible). En este caso, las instalaciones no se enfrentarían a ninguna inseguridad jurídica. Recibirían su asignación gratuita como la que usaron en el pasado. Las subastas en el Reino Unido seguirían como hasta ahora, y los derechos serían elegibles en el sistema. Este sería un enfoque similar que el de Noruega, Islandia y Lichtenstein, quienes participan en el mercado pero no son miembros de la UE".

Otra posibilidad sería crear un ETS del Reino Unido como segunda opción, dónde se establecería un sistema propio de comercio de emisiones. "En un caso ideal, el ETS del Reino Unido estaría vinculado con el EU ETS y los derechos de la UE serían elegibles en el sistema del Reino Unido. De esta manera también se podría evitar la venta masiva de derechos de emisión", puntualiza.

Una tercera vía sería un impuesto al carbono. Desde 2013, el Reino Unido aplica un precio mínimo de carbono a sus generadores de energía para acelerar la descarbonización en la generación de electricidad. El sistema tributario se podría ampliar fácilmente a otros sectores.

Liberalización de millones de derechos

Según los cálculos de Vertis, las instalaciones industriales del Reino Unido podrían haber acumulado un superávit de 62 millones de derechos a finales de 2017. "En nuestros cálculos, no tomamos en cuenta el uso de la linking capacity y la no venta de los excedentes. Cabe mencionar, sin embargo, que la asignación gratuita cubre cada vez menos las emisiones verificadas. En 2017, por ejemplo, las instalaciones industriales recibieron 31,8 millones de derechos en el Reino Unido, mientras que sus emisiones verificadas alcanzaron los 36 millones de toneladas de CO2. El excedente acumulado podría ser por lo tanto significativamente más bajo".

"Lo que es aún más difícil de pronosticar es la cantidad de derechos de emisión comprados por las eléctricas del Reino Unido para cubrir sus emisiones futuras", añade el experto, "teniendo en cuenta la 'motivación' para reducir las emisiones debido al precio mínimo de carbono, calculamos una reducción de emisiones del 5% por año de las eléctricas, en nuestro cálculo, las empresas eléctricas podrían tener aproximadamente 130 millones de derechos en sus cuentas".

Pero ¿qué sucederá con los derechos en el futuro? "Si las asignaciones son elegibles en el futuro (porque el Reino Unido permanece en el EU ETS o porque el ETS del Reino Unido hace que los derechos EUA sean elegibles), las instalaciones utilizarán sus asignaciones. Si los derechos EUA ya no son elegibles en el futuro, los permisos se venderán principalmente en el mercado. Aquí, mucho depende de cuándo las instalaciones reciben información sobre la inelegibilidad futura de los derechos. Si tienen tiempo suficiente para monetizar las asignaciones, no las venderán todas en el mercado de una sola vez para no dejar caer el precio. En el caso de un aviso con poco tiempo de maniobra, el efecto del precio podría ser más dramático".

Para las empresas multinacionales también existe la posibilidad de no vender los derechos, sino de transferir los excedentes a sus empresas filiales en Europa continental para su posterior uso futuro. Esto podría tener un efecto bajista en el precio del carbono, ya sea debido a la venta de derechos de emisión o debido a la menor demanda de las empresas hermanas europeas.

Se agota el tiempo para los negociadores de la UE y el Reino Unido, y se espera que la reunión del Consejo Europeo del 18 al 19 de octubre traiga un gran avance en las negociaciones. Si no se puede llegar a un acuerdo, podría haber reuniones extraordinarias antes de fin de año.

"Mientras que en el caso de un Brexit suave, las empresas y los políticos podrían tomar un descanso, en el caso de un Brexit difícil, muchos puntos de la futura regulación del sistema EU ETS tendrían que revisarse (tope global del ETS, Fondos de Modernización e Innovación, MSR, etc.)", concluye García Berrendero, "los derechos de emisión británicos cuentan ya con un sello de trazabilidad para que, en caso de que se salgan del mercado, no los puedan vender y pierdan su valor en la compra".

Evolución de la cotización de los derechos

Las negociaciones entre Consejo Europeo (ministros de Exteriores) y gobierno británico están afectando a la cotización de los ETS. No es la única causa pero tras la fatídica reunión del fin de semana, su valor ha aumentado en un 7,43%, desde los 18,57 euros del viernes 12 de octubre, hasta los 19,95 euros del lunes.

La escalada alcista de los últimos meses llevó el precio hasta los 24,85 euros a principios de septiembre. "No es solo la incertidumbre por lo que va a ocurrir con el Brexit, la volatilidad de este mercado se debe también a que es relativamente pequeño", continúa García Berrendero, "por ejemplo, en la última semana han caído los precios un 8% y se debe a que se han relajado los precios récord de la electricidad en España y Alemania, entre otras cosas, porque ha empezado a soplar el viento y se han activado centrales nucleares que han permitido dejar de quemar carbón; también influyen cambios en las compañías, como la decisión judicial que prohibe a la eléctrica alemana RWE deforestar el bosque de donde extrae el carbón para sus térmicas, y al producir menor generación fósil, necesitará menos derechos de emisión".

Pero hay un elemento clave que impedirá que los precios del carbono vuelvan a situarse en los niveles pre-2018: la Directiva MiFID II. "En 2014 se aprobó una Directiva relativa a los mercados de instrumentos financieros que  trata los derechos de emisiones de CO2 como instrumentos financieros", concluye el experto de Vertis Environmental Finance, "abriendo la puerta a otros agentes en el mercado como los bancos y fondos de inversiones para que puedan invertir a medio y largo plazo" y esto ha disparado su volatilidad.

En España la transposición de la directiva se retrasó todo lo que se pudo, pero el 29 de diciembre de 2017 se tuvo que aprobar una primera parte "para evitar una sanción de Bruselas", y este 29 de septiembre pasado el RD 14/2018 con la normativa restante.