CARLOS SOLÉ MARTÍN Director de Energía Eléctrica Comisión Nacional de Energía

1

PRIMERA EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA DE ARIAE

Sesión A.1.5: Análisis comparativo de los distintos Análisis comparativo de los distintos métodos regulatorios para promover la generación con métodos regulatorios para promover la generación con

fuentes de energías renovablesfuentes de energías renovables

CARLOS SOLÉ MARTÍN

Director de Energía Eléctrica

Comisión Nacional de Energía

La Antigua, 17 de noviembre de 2003

AGENCIA ESPAÑOLA DE COOPERACIÓN INTERNACIONAL

2

1. Los Impactos Ambientales

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables en La

Unión Europea

3. El Régimen Especial en España

ÍNDICE

3

la explotación Sociedad basada en de la energía.

la utilización

Crecimiento de la demanda eléctrica, la electricidad es una forma de energía

versátil y limpia en el punto de consumo. Ratio de consumo > Ratio de Producto Interior Bruto

Consumo creciente, a pesar de las mejoras en la eficiencia.


Se incrementa la intensidad energética

Consumo de energía.

1.1.El desarrollo energético sostenible

4

La “Agenda 21” recoge las conclusiones de Río de Janeiro.La Unión Europea :- Incorpora: Tratado de Amsterdam (1997) y Consejo de Lisboa (2000).- Elabora una Estrategia Conjunta, Consejo de Gotenburg (2001), con cuatro prioridades: cambio climático transporte salud pública recursos naturalesEl Gobierno español elabora la Estrategia Española de Desarrollo Sostenible.

DESARROLLODESARROLLOECONÓMICOECONÓMICO

DESARROLLODESARROLLOECONÓMICOECONÓMICO

DESARROLLODESARROLLOAMBIENTALAMBIENTAL

DESARROLLODESARROLLOAMBIENTALAMBIENTAL

DESARROLLODESARROLLOSOCIALSOCIAL

DESARROLLODESARROLLOSOCIALSOCIAL

1. Los Impactos Ambientales1.1.El desarrollo energético sostenible

5

-Libro Verde “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”.-Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999-Informes Marco CNE 2001, 2002-Documento de Planificación 2002

EFICIENCIAEFICIENCIAECONÓMICAECONÓMICAEFICIENCIAEFICIENCIA

ECONÓMICAECONÓMICA

COMPATIBILIDADCOMPATIBILIDADAMBIENTALAMBIENTAL

COMPATIBILIDADCOMPATIBILIDADAMBIENTALAMBIENTAL

SEGURIDAD DESEGURIDAD DE ABASTECIMIENTOABASTECIMIENTOSEGURIDAD DESEGURIDAD DE

ABASTECIMIENTOABASTECIMIENTO


-Proceso de liberalización

-Eficiencia de mercado

-Agotamiento de los recursos naturales-La transformación y el uso de la energía tienen efectos negativos sobre el medio ambiente.

1.1.El desarrollo energético sostenible

6

LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PROVOCA

IMPACTOS AMBIENTALES

Es responsable del:

90% de emisiones de SO2 procedentes de GIC*

68% de emisiones totales de SO2

90% de emisiones de NOx procedentes de GIC*

23% de emisiones totales de Nox

25% de emisiones totales de CO2

95% producción de residuos de alta actividad*GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)


Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicasEstimación hasta 2006

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

kt

CO

2

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

kt

NO

x,

SO

2 y

p

art

ícu

las

CO2 SO2 NOx Partículas

1.2. Generación

7

EFECTOS MEDIOAMBIENTALES DE LAS LINEAS

(trasporte, distribución y consumo)

- INDUCCIÓN ELECTROESTÁTICA

- INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA

- PÉRDIDAS DE ENERGÍA (Calentamientos)

- RUIDO AUDIBLE

- RADIOINTERFERENCIAS

- EFECTOS BIOLÓGICOS

1. Los Impactos Ambientales1.2. Transporte y Distribución

8

Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. Costes ambientales Costes del suministro a largo plazo

Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN NO SON LOS QUE PAGAN.

La administración tiene dos opciones:Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep.02) Internalizar los costes ambientales

INTERNALIZACIÓN DE LOSINTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALESCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo

energético sea sostenible

1. Los Impactos Ambientales1.3. La internalización de costes ambientales

9

Mecanismos Directos: E.I.A., “Command and Control” y planificación. Mecanismos Indirectos :

Fiscalidad: impuestos energéticos, impuestos sobre el dióxido de carbono (incluyen el coste ambiental). Reforma fiscal verde.

Mercado: comercio de emisiones, certificados verdes comercializables.

Incentivos económicos a las energías renovables y tecnologías eficientes (incluyen beneficios ambientales relativos), pagados por todos los consumidores de electricidad

• Primas a la producción en régimen especial

• Incentivos a programas de gestión de la demanda

Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos Implementación asimétrica de los mecanismos

GRADUALIDAD Y PRUDENCIA GRADUALIDAD Y PRUDENCIA


10

• DIRECTIVA 97/11/CE : Evaluación de las repercusiones de determinados proyectos sobre el medio ambiente, que modifica la Directiva 85/337/CEE (Evaluación Impacto Ambiental).

• DIRECTIVA 2001/80/CE: Limitación de emisiones a la atmósfera de contaminantes (SO2, NOx, partículas) procedentes de GIC * que modifica la Directiva 88/609/CEE, de 24 de Noviembre

• DIRECTIVA 2001/81/CE: Techos nacionales de emisión para ciertos contaminantes atmosféricos.

• DIRECTIVA 96/61/CE: Prevención y control integrados de la contaminación.

• DIRECTIVA 2003/30/CE: Fomento del uso de biocombustibles para transporte.

• DIRECTIVA 2002/91/CE: Eficiencia energética de los edificios.


A) Mecanismos directos. EIA y Command and control

11

ANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética.

AHORA

Objetivos: Garantizar suministro. Minimizar impactos ambientales y cumplir objetivos políticos. Analizar el posible ejercicio del poder de mercado a largo plazo.

Resultados: Establecer señales que puedan orientar a los agentes en sus decisiones. Análisis previo de estas señales mediante un modelo de planificación. Suministrar información homogénea a los nuevos agentes

planificación VINCULANTE actividades reguladas

planificación INDICATIVA actividades liberalizadas

RESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZORESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZO


A) Mecanismos directos. Planificación

1.3. La internalización de costes ambientales

12

DIRECTIVA 2001/77/CE: Fomento de la electricidad producida con energías renovables.

Objetivo: incrementar la participación de las energías renovables en la producción de electricidad y crear las bases para el mercado eléctrico interno.

Mecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento de objetivos y la eficiencia económica de cada mecanismo.

Informes EM:• Objetivo indicativo de ER en % de demanda eléctrica y medidas. • Cumplimiento de objetivos indicativos y de medidas tomadas (cada 2 años)

Garantía de origen: 27 octubre 2003 Supervisado por un organismo independiente Especificará el origen, fecha, lugar y capacidad Reconocida por todos los Estados Miembros.

Medidas administrativas para autorización, conexión a la red.

12% del consumo de energía primaria 2010

22,1% del consumo de electricidad


13

PROPUESTA DE DIRECTIVA: Fomento de la cogeneración basada en el uso de la demanda de calor en el mercado interior de la energía.

Objetivo: incrementar la participación de la cogeneración basada la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía (según criterios de eficiencia energética)

Potencial en cada país Informes de la Comisión Europea: sobre eficiencia económica de cada mecanismo.

Potencial (ahorro de energía primaria) y eficiencia de referencia. Informes EM

Barreras Medidas tomadas sobre acceso a la red.

Garantía de origen: 2 años después de su entrada en vigor

Supervisado por un organismo independiente

Especificará combustible, uso del calor, fecha, lugar, cantidad elect., eficiencia

Reconocida por todos los Estados Miembros. Medidas administrativas para autorizar y conectarse a la red.

1. Los Impactos Ambientales.

A) Mecanismos directos. Planificación


14


DIRECTIVA 2003/96/CE: Imposición de productos energéticos. Para completar los impuestos indirectos sobre los hidrocarburos, el carbón, el gas natural y la

electricidad. Los niveles de imposición que apliquen los Estados, no pueden ser inferiores a los niveles

mínimos establecidos en esta Directiva. Ámbito de aplicación: Combustibles en motores y calefacción:

Gas Natural: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Transitorio 10 años EspañaCarbón: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Exenciones para la producción de electricidad, siderurgia y domesticoGasolina: 287 -> 359 €/1000 l en 2004 España ahora 396Gasoleo: 245 -> 302 (2004) -> 330 €/1000 l en 2010 España ahora 294Gasoleo profesional 245 -> 302 (2010) -> 330 €/1000 l en 2012

Consumo de electricidad: 1€/MWh (industria 0,5 €/MWh)


B). Mecanismos indirectos. Fiscal

15

DIRECTIVA 2003/87/CE: Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero

Gases de efecto invernadero: CO2, CH4, N2O, HFC, PFC y SF6. El Protocolo de Kyoto estableció 3 mecanismos flexibles para reducir las emisiones de

forma económicamente eficiente (JI, CDM, ET). Ámbito de aplicación:

Actividades energéticas: Instalaciones de combustión > 20 MWt, refinerías Producción y transformación metales férreos Industrias minerales Otras actividades

Permiso: Autorización para emitir si se garantiza no sobrepasar un determinado nivel. Si se supera, se presentarán derechos equivalentes procedentes de otras

instalaciones o adquiridas en el mercado. Sanción por exceso de emisiones no acompañadas de derechos: 40 €/t (2005) y

100 €/t (2008) Derecho: Derecho a emitir 1 t de CO2. Puede ser transferido en el ámbito

comunitario.


B) Mecanismos indirectos. De mercado.


16

DIRECTIVA 2003/87/CE: Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero

Plan nacional de asignación (periodos de 5 años):

Enfoque macro: reparto esfuerzos entre instalaciones de la Directiva y resto de sectores (domestico-comercial, agrícola, resto de industria y transporte)

Enfoque meso: entre sectores afectados por la Directiva (proporcional a emisiones pasadas y futuras ó según coste marginal de reducción)

Enfoque micro: entre instalaciones dentro de un sector Calendario: 2005: Posiblilidad de asignación gratuita 95% y subasta 5%

2008: Posiblilidad de asignación gratuita 90% y subasta 10%

Registro nacional de derechos de emisión. La Comunidad puede celebrar acuerdos con terceros países para lograr el

reconocimiento de los derechos de emisión.




17

Comercio de certificados verdes En teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más eficiente. Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes:

ElectricidadCertificados

El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores). El mercado fija el precio.

E

C Certificate Market

Electricity MarketCustomers(electricity)

Customers(certificate)




18

MECANISMOS DE PRECIO vs.

MECANISMOS DE CANTIDAD

MECANISMOS DE PRECIO vs.

MECANISMOS DE CANTIDAD

Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio

- Comercio de emisiones

- Certificados verdes

Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad

- Impuesto

- Tarifa o prima

R.U., BEL, ITA, HOL, SUE AUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL

IR: Subastas de capacidad: precio fijo, procedimiento competitivo


B) Mecanismos indirectos. Resumen

19

Mecanismos regulatorios que se adoptan en sistemas eléctricos liberalizados europeos para apoyar el desarrollo de las energías renovables y a la cogeneración:

PRECIOS REGULADOS CANTIDADES REGULADAS

BASADOS EN LA INVERSIÓN

Subvenciones a la inversión

Desgravaciones fiscales

Subastas

BASADOS EN LA PRODUCCIÓN

Renewable Energy Feed in Tariff (REFIT)= TARIFA o PRIMA

Certificados Verdes

DIRECTIVA EUROPEA 2001/77 PROMOCIÓN DE ELECTRICIDAD PROMOCIÓN DE ELECTRICIDAD DE FUENTES RENOVABLES DE FUENTES RENOVABLES

• Art. 4: “La Comisión Europea deberá presentar antes del 27 de octubre de 2005 un informe sobre la experiencia adquirida en la aplicación y existencia simultánea de los diferentes sistemas de apoyo, evaluando sus resultados, incluida la relación coste-eficacia, en cuanto a al fomento del consumo de electricidad renovable de acuerdo con los objetivos nacionales fijados para el 2010 “

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.1.Unión Europea

20

2.Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.1.Unión Europea

CERTIFICADOS VERDES

BÉLGICA (por regiones)

ITALIA

SUECIA

REINO UNIDO

REFIT

AUSTRIA

DINAMARCA

FINLANDIA

FRANCIA

ALEMANIA

GRECIA

LUXEMBURGO

PORTUGAL

ESPAÑA

HOLANDA

SUBASTAS

IRLANDA

21

Es el MECANISMO MÁS EXTENDIDO

Apoyo a las ENERGÍAS RENOVABLES y a la COGENERACIÓN por medio de PRECIOS GARANTIZADOS ligados a una OBLIGACIÓN DE COMPRA: estos sistemas de apoyo han sido declarados compatibles con el Tratado de la Unión y el mercado interior, de acuerdo con una sentencia del Tribunal de Justicia de Luxemburgo

Se FINANCIA en un recargo en la tarifa que se aplica a los consumidores final.

El PRECIO O PRIMA está determinado en general PARA CADA TECNOLOGÍA por la administración competente

Los precios mas elevados se asignan a la energía fotovoltaica y los más reducidos a la eólica.

El mecanismo de precio fijo se ha mostrado MUY EFICAZ EN LA PROMOCIÓN de la energía minihidráulica, la eólica y la cogeneración.

SISTEMA DE PRECIO FIJO (TARIFAS O PRIMAS). Aplicación

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.2. REFIT (I)

22

Estos sistemas no permiten el comercio ni la COMPETENCIA entre los productores en régimen especial

Ofrecen un alto grado de SEGURIDAD NORMATIVA a corto plazo a los potenciales inversores (en la medida en que la autoridad no modifique los precios, ya que les GARANTIZA UNA RENTABILIDAD FIJA por su inversión.

El incremento energía generada a partir de energías renovables AUMENTA LOS PRECIOS DE LAS TARIFAS GLOBALES de la electricidad

Pueden aparecer problemas de OPERACIÓN DEL SISTEMA (energía no gestionable,sin garantía de suministro a corto plazo)

Para paliar estos inconvenientes el sistema debe evolucionar: incentivando económicamente la participación voluntaria en el mercado (se incrementa la calidad de la energía).

SISTEMA DE PRECIO FIJO (TARIFAS O PRIMAS). Aplicación

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.2.REFIT (II)

23

Con el sistema de licitación competitiva, el REGULADOR DECIDE LA

CANTIDAD de electricidad que se desea producir a partir de energías renovables y después organiza una serie de SUBASTAS PARA EL SUMINISTRO de dicha electricidad

La electricidad SE VENDERÁ A LA DISTRIBUIDORA local de acuerdo con un contrato al precio que resultó de la subasta.

La electricidad generada se vende a precios de mercado, financiándose la diferencia entre los precios de venta y los costes mediante un impuesto que se carga sobre el consumidor final.

Su eficacia para incrementar los niveles de generación de origen renovable ha sido menor que la de los sistemas de precio fijo, ya que en muchas licitaciones adjudicadas, no se instaló la potencia contratada debido a:

a) Baja rentabilidad que se obtendría como resultado de la subasta

b) Dificultad en la obtención de otros permisos.

LICITACIÓN COMPETITIVA (SUBASTAS DE CAPACIDAD)

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.3. SUBASTAS

24

La administración FIJA UN NIVEL MÍNIMO DE ENERGÍA proveniente de recursos renovables.

Como condición para la venta de electricidad, cada comercializador o distribuidor (o incluso el generador como en Italia) debe presentar ante el regulador una CANTIDAD DE CERTIFICADOS VERDES EQUIVALENTES a un porcentaje determinado a sus ventas anuales de electricidad.

Dichos certificados provienen de instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen las energías renovables como energía primaria. En el caso de no contar con producción propia, se deberá adquirir los certificados en un mercado secundario.

PORTFOLIO DE ENERGÍAS RENOVABLES (CERTIFICADOS VERDES NEGOCIABLES)

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.4.CERTIFICADOS VERDES

25

La actividad del REGULADOR SE LIMITA A FIJAR EL NIVEL DESEADO de energías renovables, a realizar las acciones de CERTIFICACIÓN Y CONTROL del cumplimiento de las obligaciones, así como fijar las sanciones por incumplimiento.

Una ventaja de este planteamiento es que da lugar a una PRESIÓN COMPETITIVA CONSTANTE SOBRE LOS GENERADORES, lo que los hace más eficientes.

Sin embargo el desarrollo de estos mecanismos en Europa es relativamente reciente, y aún está por demostrar en la práctica dicha eficiencia, a parte de su efectividad para la promoción de este tipo de energías.

PORTFOLIO DE ENERGÍAS RENOVABLES (CERTIFICADOS VERDES NEGOCIABLES)

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.4.CERTIFICADOS VERDES

26

Otro sistema alternativo o complementario a los anteriores es la venta de electricidad verde a consumidores con capacidad de elección, a precios superiores al de la energía convencional.

Este sistema ha tenido hasta el momento un escaso desarrollo en Europa.

Recientemente campañas de promoción de Energías Verdes (por ejemplo Iberdrola o Endesa)

Este mecanismo también es utilizado en los Estados Unidos

GREEN PRICING

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.5. PRECIOS VERDES

27

Posibilidades: El RD 841/2002 permite la contratación entre productores en

régimen especial y comercializadores para la venta de energía a

consumidores o integrarla en el mercado organizado, percibiendo

la prima regulada.

El comercializador vende al consumidor dos productos:

Energía del pool

Certificados verdes equivalentes a dicha energía

Nota: Actualmente no existe en España un mecanismo oficial de

garantía de origen, por lo que se tendría que recurrir a certificados

otorgados en el ámbito privado.

2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.Energía verde en España

28

Régimen especial Producción de instalaciones

P<=50MW que utilicen:

Incorpora su energía excedentaria a la red ó a participan voluntariamente en el mercado

Retribución: Precio Mercado + Prima NOTA: La prima la pagan todos los consumidores

Régimen ordinario Instalaciones convencionales

Térmicas Nucleares Hidráulicas

Obligación de ir al mercado P>50MW

Retribución: Precio Mercado

3. El Régimen Especial en España

COGENERACIÓNCOGENERACIÓN

ENERGÍAS RENOVABLESENERGÍAS RENOVABLES

RESIDUOSRESIDUOS

29

Potencia instalada en régimen ordinario y especial peninsular a 31/12/2002

7.816

11.565

10.288

5.5054.458

1.492944

16.586

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000M

W

R.Ordinario (46 GW)

R.Especial (12 GW)

1.033 Instalaciones*

* Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario

2.700 Instalaciones

3. El Régimen Especial en España.3.1.Potencia instalada vs. Régimen Ordinario

30

Previsión 2010:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico

(58 MW en 1998, 1.844 MW en 2010)

- Se multiplica por 10 la eólica (837 MW en 1998, 8.977 MW en 2010)

- Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red

(1 MW en 1998, 316 MW en 2010)

- Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW

(1.190 MW en 1998, 2.260 MW en 2010)

- Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 271 MW en 2010)

- Desarrollo de biocarburantes

3. El Régimen Especial en España. 3.2. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

31

Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA)

Subvenciones

A la inversión 532

Al tipo de interés 592

Al combustible 354(biomasa)

Incentivos fiscales 987Total ayudas públicas (PGE) 2.468

(26% de la inversión)

Total primas (tarifa eléctrica) 2.609

TOTAL AYUDAS 5.077 M€ (845.000 MPTA)

3. El Régimen Especial en España. 3.2. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

32

Previsión 2011:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico

(58 MW en 1998, 3.176 MW en 2011 (PFER 1.844))

- Se multiplica por 15 la eólica (837 MW en 1998, 13.000 MW en 2011 (PFER 8.977) )

- Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red

(1 MW en 1998, 344 MW en 2011 (PFER 316))

- Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW

(1.190 MW en 1998, 2.380 MW en 2011 (PFER 2.260))

- Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 262 MW en 2011 (PFER 271))

-Cogeneración

(5.400 MW en 2001, 7.100 MW en 2011)

3. El Régimen Especial en España. 3.2. El documento de planificación (Septiembre 2002)

33

Evolución de la pote ncia instalada e n Régimen Especial en

Espa ña.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Cogeneración Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat.Residuos Fotovoltaica

3. El Régimen Especial en España.3.3. Evolución

34


Potencia instalada eólica (Fuente CNE, Euwinet).

35

Evolución anual de la potencia instalada en ré gime n ordinario

y especial pe ninsula r.

2%3% 4%

5%6%

7%8%

9%

12%

14%

17%

19%

21%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Total R.Ordinar io Total R. Especialesp % R. Especial/Total


36

Evolución anual de la dema nda bruta y la e nergía ve ndida por

el régimen especial peninsular.

1%2%

3%

4%

6%6%

9%10%

11%

13%14%

15%

17%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

Demanda bruta peninsular R.Especial peninsular % R.Especial/Demanda


37

Evolución del Ré gime n Espe cial en Espa ña.

35.740

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

Cogeneración Distribuidor Cogeneración Mercado EólicaHidráulica Biomasa ResiduosFotovoltaica Trat. Residuos Total R.Especial

3. El Régimen Especial en España.3.3.Evolución

38

Evolución de la participación que repre se ntan las ene rgías

re nova bles sobre la de manda en España .

22.194

39.54237.692

19%20%

15%

18% 19%

15%

26%

22% 22%

16%

18%

24%

16,5%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

DEMANDA_GWh HIDRÁULICA R.O. RENOVABLES Renovables/Demanda

Objetivo de la Directiva: 29% en 2010


39

2002/01

ktep. Estruct. (%) ktep. Estruct. (%) ktep. Estruct. (%) %CARBON 21.635 17,3 19.528 15,3 22.888 16,6 17%PETROLEO 64.663 51,7 66.721 52,2 67.611 51,1 1%GAS NATURAL 15.223 12,2 16.405 12,8 18.757 14,2 14%NUCLEAR 16.211 13,0 16.602 13,0 16.422 12,4 -1%RENOVABLES 6.990 5,6 8.377 6,55 7.096 5,40 -15%

HIDRAULICA 2.534 2,0 3.528 2,8 1.980 1,5 -44%OTRAS ENERGIAS RENOVABLES 4.456 3,6 4.849 3,8 5.116 3,9 6%

SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.) 382 0,3 297 0,2 458 0,3

TOTAL 125.103 100,0 127.931 100,0 133.232 100,0 4%ktep:kilotoneladas equivalentes de petróleo.

Consumo de energía primaría en España.

2000 2001 2002

Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en 2010

3. El Régimen Especial en España. 3.3. % de las EERR sobre el consumo de EP

40

3. El Régimen Especial en España. 3.3. Evolución

Evolución e incremento anual de la potencia total instalada en cogeneración.

224

1.000

409

724

493

356597 648

1.1501.441

1.759

2.350

2.728

3.7284.221

4.945

5.3555.579

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Cogeneración Incremento sobre el año anterior Total Cogeneración

Evolución anual de la potencia instalada eólica

687

704

1.133

1.219

2 3 33 34 41 98 227 420838

1.524

2.228

3.361

4.580

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Eólica Incremento sobre el año anterior Total Eólica

41

1.Incorporación de la energía a la red y

Precio fijo

Cal

idad

de

la e

ner

gía

In

gre

sos

pro

mo

tor

C

alid

ad a

mb

ien

tal

Existen tres sistemas alternativos de retribución:

R

iesg

o p

rom

oto

r

2. Incorporación de la energía a la red y

Precio de mercado (de la demanda) + Prima

3. Participación en el mercado y

Precio de mercado (de la oferta) + Prima

(incentivo adicional 0,3 c€/kWh + S.C.)

+

_ _

+

_

+

3. El Régimen Especial en España. 3.4. Sistemas retributivos (1)

42

• Ventajas de los sistemas 1 y 2 : Internalizan los beneficios ambientales en la tarifa:

Prima <> 1.000 M€/año (extra de 7% en la tarifa )

Promueven el ahorro y la eficiencia energéticos (respecto a los combustibles fósiles)

Efectivos para minihidráulica, cogeneración y eólica

• Desventajas de los sistemas 1 y 2 : (cuando se alcanza un determinado nivel de desarrollo)

Riesgo para el regulador al establecer las primasRiesgo para el regulador al establecer la cantidad en la tarifa Establecimiento de los costes de desvío a los distribuidoresProblemas de operación del sistema (es necesaria más reserva

de capacidad)

3. El Régimen Especial en España.3.4.Sistemas Retributivos (2)

43

• Solución a los problemas de los sistemas 1 y 2: Incrementar la calidad de suministro -> fomentar la participación voluntaria en el mercado (sistema 3)

Precio de mercado + A.S.+ Prima + Incentivo adicional

Portfolio de ofertas realizadas por un intermediario

Participación en el mercado intradiario

Establecimiento de desvíos netos

Primas para contratos bilaterales (“energía verde”)

Determinar una metodología estable y predecible para revisar las primasMejorar la regulación de la energía reactivaMetodología para garantizar el origen (Directiva)Nuevo modelo para la cogeneración

3. El Régimen Especial en España.3.4. Sistemas Retributivos (3)

44

• Metodología para el cálculo de las primas Principios generales de la metodología:

Tres componentes de costes: A + B + C

A: Recuperación de costes con una rentabilidad adecuada

B: Incentivo adicional para alcanzar los objetivos de la planificación

C: Incentivo adicional si se opta por ir al mercado

Ingresos totales: = A+B

Cada cuatro años se revisan las primas. Si hay cambios importantes en los costes, se define una “nueva tecnología”

3. El Régimen Especial en España.3.4. Sistemas Retributivos (3)

Prima + PMTarifa

45

2002 2003

Grupo Tipo instalaciónPotencia

(MW)Prima

(cent€/kWh)Prima

(cent€/kWh)Variación

03/02A a.1 y a.2 Cogeneración P<=10 2,2177 2,1276 -4,1%

b.1.1 Fotovoltaica P<=5 kW 36,0607 36,0607 0,0%b.1.1 P>5 kW 18,0304 18,0304 0,0%

b.1.2 Solar termoeléctrica 12,0202 12,0202 0,0%

BRenovables

b.2 Eólica 2,8969 2,664 -8,0%

b.3 Otras 3,0051 2,9464 -2,0%

b.4 Minihidráulica 3,0051 2,9464 -2,0%

b.6 Biomasa Primaria 2,7887 3,325 19,2%

b.7 Biomasa SEcundaria 2,5783 2,5136 -2,5%C Residuos (RSU, Industriales, Otros) P<=10 2,1516 2,1336 -0,8%

Articulo 31 RD2818/1998 0,583 0,577 -1,0%

DTrat. y

Red. Residuos

d.1 Purines 2,7106 2,945 8,6%

d.2 2,7106 2,6024 -4,0%d.3 1,7369 1,6648 -4,2%

Articulo 28.3 RD2818/1998

Primas3. El Régimen Especial en España.

3.4. Régimen económico

46

2002 2003

GrupoTipo

instalaciónPotencia

(MW)Prima

(cent€/kWh)Prima

(cent€/kWh)Variación

03/02

b.1.1 Fotovoltaica P<=5 kW 39,6668 39,6668 0,0%

b.1.1 Fotovoltaica P>5 kW 21,6364 21,6364 0,0%

BR

EN

OV

AB

LE

S

b.2 Eólica 6,2806 6,2145 -1,1%

b.3 Otras 6,3827 6,4909 1,7%

b.4 Minihidráulica 6,3827 6,4909 1,7%

b.6 Biomasa Primaria 6,1724 6,8575 11,1%

b.7 Biomasa Secundaria 5,962 6,0582 1,6%

Precio fijo

3. El Régimen Especial en España. 3.4. Régimen económico

47

3.El Régimen Especial en España3.4.RD 841/2002 Participación actual en mercado

Potencia instalada en régimen especial en España

375

11.362

1.005654

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Al Mercado A la Distribuidora

P <= 1 MW 1 < P <=50 MW 50 < P <= 100 MW

MW

30% de la potencia instalada en cogeneración12% de la potencia instalada en régimen especial4%-5% de la energía casada en el mercado diario

FINDE LA

PRESENTACIÓN

CARLOS SOLÉ MARTÍN Director de Energía Eléctrica Comisión Nacional de Energía

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