Mercado Energético . Retos de los mercados de electricidad y gas en España

Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España

Olivia Infantes

Madrid, 1 de octubre de 2013

Índice

Contexto europeo Evaluación y situación actual

Sector eléctrico

Sector gasista

La política energética española. Estrategia 2030



GDF SUEZ Energía España p. 3

Contexto europeo (I)

Tratado constitutivo de la Comunidad Europea 1992

“El mercado interior implicará un espacio sin fronteras interiores, en el que la libre circulación de mercancías, personas, servicios y capitales estará garantizada”

1996/92/CE

1998/30/CE

2003/54/CE

2005/55/CE

1er Paquete energético 2o Paquete energético

Directiva ElectricidadDirectiva Gas Natural


Contexto europeo (II)

Libro verde (8/3/2006)“Estrategia europea para una energía sostenible, competitiva y segura”

Europa 2020 (3/3/2010) “Una estrategia para un crecimiento inteligente sostenible e integrador”

2009/72/CE2009/72/CE

Directiva ElectricidadDirectiva Gas Natural

2009/28/CERenovables

2012/27/CEEficiencia Energética

Reglamento (CE) 713/2009

Reglamento (CE) 714/2009 Reglamento (CE) 715/2009

…

2010/75/CEEmisiones

Industriales

2009/29/CEDerechos emisión

3er Paquete energético: Hacia el

mercado interior de la energía


Hacia el mercado interior de la energía: ACER

Se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER)Se le asignan poderes de decisión vinculantes, para complementar a las autoridades reguladoras nacionales, a fin de garantizar un tratamiento adecuado de los asuntos transfronterizos y que facilite que la UE cree una verdadera red paneuropea, promoviendo la diversidad y la seguridad del abastecimiento.

Organismo comunitario con personalidad jurídica. Consta de un Consejo de Administración, un Consejo de Reguladores y Comité de Apelación. Emite dictámenes dirigidos a los gestores de redes de transporte a las autoridades

reguladoras y recomendaciones dirigidos a la Comisión. Actúa como un organismo supervisor de la cooperación entre los Gestores de la Red de

Transporte. Complementa, supervisa, ayuda y fomenta la cooperación entre los reguladores nacionales. Elaboración de Directrices Marco para el desarrollo de los Códigos de Red (Framework

Guidelines).


Hacia el mercado interior de la energía: ENTSO

Redacción de Códigos de red (Electricity Network Codes).

Cada 2 años, elaboración del Plan de inversiones a diez años a escala comunitaria (TYNDP).

Plan de desarrollo de la infraestructura de transporte con horizonte 2050.

Elaboración de un modelo de información común.

Promover la cooperación entre TSO. Programa de trabajo anual. Informe anual.

Se crean las asociaciones europeas de operadores de transporte:

Redacción de Códigos de red (Gas Network Codes).

Cada 2 años, elaboración del Plan de inversiones a diez años a escala comunitaria (TYNDP).

Elaboración de Planes de explotación de la red y Programas de investigación.

Perspectivas anuales del abastecimiento para invierno y verano.

Promover la cooperación entre TSO Programa de trabajo anual. Informe anual.

ACER supervisa la ejecución de todas estas actividades. Para ello, las ENTSO debe remitir los códigos técnicos y de mercado, la planificación a 10 años y

el programa anual.


Los códigos de red

Mecanismo de asignación de capacidad y gestión de congestiones.

Requisitos para los generadores. Balance. Asignación de capacidad a futuro. Conexión de la demanda. Seguridad de operación. Planificación de la operación. Control de frecuencia y reservas. Interconexiones en corriente continua.

Asignación de capacidad. Gestión de congestiones. Balance. Tarifas. Interoperabilidad.


La elaboración de los Códigos de Red

EC• Define las áreas prioritarias de desarrollo

del Reglamento Europeo

ACER • Desarrolla las Framework Guidelines (FG) y las remite a la Comisión.

ENTSO • Desarrolla el Network Code (NC)

ACER• Comprueba la adecuación del NC con las FG.• Recomienda a la Comisión la adopción del

NC.

EC

• Remite el Network Code a Comitología (Estados Miembros).

• Aprueba, mediante Decisión de la Comisión, la modificación del Reglamento. Es vinculante.


El mercado interior de la energía: Las iniciativas regionales

SouthSouth-East

North-West

http://acernet.acer.europa.eu/portal/page/portal/ACER_HOME/Activities/Regional_Initiatives

En 2006, con el fin de constituir un paso previo a la creación del mercado interior de la energía) (2014), la Comisión Europea creó 6 iniciativas regionales de electricidad y 3 de gas.

Desde su creación, los interesados en cada iniciativa (Comisión Europea, reguladores, gobiernos de los Estados implicados, operadores de las redes de transporte y de mercado, compañías, asociaciones, etc.) trabajan en el desarrollo de soluciones que permitan crear los mercados regionales.

El Foro de Florencia (Electricidad) y el Foro de Madrid constituyen el punto de encuentro de todas las iniciativas.

Electricidad Gas

http://acernet.acer.europa.eu/portal/page/portal/ACER_HOME/Activities/Regional_Initiatives


Nuevos requisitos de transparencia de información

Reglamento 1227/2011, sobre la integridad y

transparencia de mercado (REMIT).

Reglamento 648/2012, relativo a los derivados extrabursátiles, las entidades de contraparte central y los registros de

operaciones (EMIR).

Directiva sobre Mercados de Instrumentos Financieros (MIFID)

Índice


Sector eléctrico

Sector gasista




Sector eléctrico Situación actual

Capacidad de interconexión Evolución de la demanda Evolución de la capacidad instalada Cobertura de la demanda e impacto

en los precios del mercado spot Impacto del RD 134/2010 (Carbón

nacional) Situación de las centrales de ciclo

combinado Concentración del mercado

El Déficit de Tarifa La Reforma del Sistema Eléctrico




Capacidad de interconexión limitada: La península Iberica es una isla eléctrica

Se espera que la capacidad de interconexión con Francia se doble en 2014 (nueva conexión en CC a través de los Pirineos Orientales) hasta los 2.800 MW. La capacidad de interconexión con Portugal se incrementará a 3.000 MW en 2015. Entonces, el ratio será del 6%, aún muy limitado.

Capacidad de interconexión / Capacidad de generación instalada (2012): 4%Valor recomendado por la Unión Europea: 10 %


Previsión de la demanda y evolución real: valores actuales en niveles de 2005-2006

2011: -12% (frente previsión)2012: -1%2013 (ene-ago): - 3,2%

Record de demanda pico instantánea: 45.450 MW 17 de diciembre de 2007 - 18h53

Pico de demanda media horaria en 2012: 43.010 MW 13 de febrero de 2012 (20-21 horas)


Evolución de capacidad instalada

CCGTs: 25,291 MW

E: 22,622

FV: 4,525TS: 1,950

C: 6,074

Los inversores en CCGT fueron atraídos por la escasez de potencia instalada a principios de 2000

La capacidad instalada de instalaciones de régimen especial casi se dobló entre 2007 y

2012, incentivada por la normativa (RD661/2007)

Total: 39,306 MW

Capacidad instalada total (31/12/2012):

102,524MW

Generación Convencional: 63% Régimen Especial: 37%

En diez años, la capacidad instalada casi se ha doblado: De 58,973 MW a 102,524 MW

GDF SUEZ Energía España

16% 17% 18% 19% 19% 20%24% 30% 32% 34% 37%

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

GWh

Cogeneración

Cog- RES

TermoSolar

Solar PV

Eólica

Mini Hidro

84% 83%82% 81% 81% 80% 76%

70% 68% 66% 63%

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

GWh

CCGT

Fuel

Carbón

Nuclear

Hidráulica

p. 16

Cobertura de la demanda e impacto en los precios del mercados

DemandaDemanda

...mientras el hueco térmico disminuye, con especial incidencia en los CCGTs.

La cobertura de demanda por parte del régimen especia ha ido aumentando año tras

año…

GWh GWh

Principios de 2013 (1/1-30/4):

∑Cobertura media de la demanda RE: 45 % (picos~ 70%) . Además, ...

vbsfgsdf

... hubo 424 periodos horarios en los que el precio se estableció a 0 €/MWh (El régimen especial a tarifa estaba obligado a ofertar a precio 0 €/MWh)


RD del carbón nacional (RD 134/2010 por el que se establece el mecanismo de solución de RRTT por garantía de suministro)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000Ja

n-11

Feb-1

1

Mar-

11

Apr-1

1

May-

11

Jun-1

1

Jul-1

1

Aug-1

1

Sep-1

1

Oct-

11

Nov-1

1

Dec-1

1

Jan-1

2

Feb-1

2

Mar-

12

Apr-1

2

May-

12

Jun-1

2

Jul-1

2

Aug-1

2

Sep-1

2

Oct-

12

Nov-1

2

Dec-1

2

Jan-1

3

Feb-1

3

Mar-

13

Apr-1

3

May-

13

Jun-1

3

Jul-1

3

Aug-1

3

Sep-1

3

Oct-

13

Nov-1

3

Dec-1

3

Jan-1

4

Feb-1

4

Mar-

14

Apr-1

4

Thermal Demand (Realized) Thermal Demand (Forecast Central) Thermal Demand (Central - RD Volumes)

25.291 MW CCGTs disponibles para cubrir 4.000 MW

El RD del carbón nacional prioriza la producción del carbón nacional

La mayoría de los CCGTs está fuera del mercado...

Hueco disponible para generación térmica

Hueco disponible para CCGTs (RD del Carbón autóctono)


p. 18

Evolución de la cobertura de la demanda con distintas tecnologías de generación

2012

Inicio 2013


p. 19

Situación actual de los CCGTs: Diferentes factores están degradando su posición competitiva

Final 2012 Capacidad Instalada Cobertura de la demanda

Evolución de las horas equivalentes de funcionamiento de los CCGTs (EOH):

A lo que también ha ayudado la evolución de los precios de las materias primas tras la irrupción del gas esquisto (shale gas) en el mercado.


p. 20

Papel de los ciclos combinados en el sistema


p. 21

Pero no es una cuestión únicamente española…

El impacto de la crisis económica en la demanda;La alta penetración de la producción a partir de fuentes de energías renovables;

El efecto del shale gas en el precio del carbón…

…ha provocado la adopción de acciones por parte de principales compañías energéticas


p. 22

Carta compañías energéticas (I)


p. 23

Carta compañías energéticas (II)


Concentración del mercado: más del 75% de las actividades liberalizadas están en manos del los operadores tradicionales

Generación (GWh-P48): 67.3 % de OT

P48: Último programa horario operativo, no generación.

OT: Operadores tradicionales (Endesa, Iberdrola, GNF, EDP-HC y E.On)

Suministro: 88.4 % de OT


El Déficit de Tarifa

Eléctricas tradicionales: Iberdrola, SA, Hidroeléctrica del Cantábrico, SA, Endesa, SA, EON España, SL y Gas Natural SDG, SA.

26 b€ Pendiente de pago

FADE: 18.9 b

Eléctricas tradicionales: 4 b€

Bancos: 3.1 b€

36.7 b€ Total generado desde 2001 a 2012

(10/05/2013)

DefiniciónDiferencia entre los ingresos y

los costes regulados del Sistema


RDL 6/2009

RDL 6/2010

RDL 14/2010

RDL 1/2012

RDL 13/2012

RDL 20/2012

RD 485/2009

RD 1565/2010

RD 134/2010

RD 1614/2010

RD 302/2011 Ley 15/2012

Ley 17/2012

RDL 29/2012RDL 2/2013

El Déficit de Tarifa justifica la mayoría de las disposiciones publicadas en los últimos años

RDL 9/2013


Déficit de Tarifa previsto para 2013

(*) Devolución Bono Social, intereses titulización y otros

Déficit de 4.926 M€ reducido por el préstamo de 2.200 M€ proveniente de los PGE

La previsión inicial es que esta partida se

cargase a PGE(RDL 6/2009)


La primera parte se publica en el BOE el día 13 de julio: RDL 9/2013. La semana siguiente se circula un conjunto de propuestas:

• Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico.• Reales Decretos de:

– Autoconsumo– Mecanismos de capacidad e hibernación– Metodología retribución actividad distribución– Metodología retribución actividad transporte energía eléctrica– Territorios No Peninsulares– Actividad comercialización y condiciones de contratación y suministro– Energía renovables cogeneración y residuos

• Propuestas de Resolución:– Modelo factura electricidad

• Propuestas de Órdenes Ministeriales:– Asignación servicio gestión de la demanda de interrumpibilidad– Metodología cálculo energía instalaciones que utilicen energía primaria

renovables no consumible– Peajes acceso energía eléctrica– Retribuciones segundo periodo 2013 transporte y distribución eléctrica

p. 30

La Reforma del Sistema Eléctrico (julio 2013)El 12 de julio, el Consejo de Ministros aprueba la Reforma del Sistema Eléctrico.

Publicación de las propuestas: Finales del año 2013


Medidas recogidas en el RDL 9/2013

Incentivo a la Inversión

Reducción a 10,000 €/MW-año y ampliación del plazo de cobro al doble de lo que restase hasta cumplir 10 años.

Renovables, cogeneración y residuos

Retribución: Precio de mercado + Retribución Específica.Tasa de rentabilidad: 7,5% (Obligaciones del Estado + 300pp)Se eliminan los complementos por reactiva y eficiencia

Actividades de transporte y distribución

Tasa de rentabilidad: 6,5% (Obligaciones del Estado + 200pp)

Financiación del extracoste de insular y extrapeninsular (2013)

El 50 % se carga a los Presupuestos Generales de 2014

Exceso del déficit de tarifa de 2012 Titulizado a través del FADE

Bono SocialFinanciado por las matrices de los grupos que desarrollen simultáneamente las actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica.

Otras Incremento de los peajes (3,2% de media)Creación del Registro de Autoconsumo


Déficit de Tarifa 2013 tras RDL 9/2013

(*) Devolución Bono Social, intereses titulización y otros

Contando con la aportación desde PGE, se prevé que no aparezca déficit en 2013


Contenido de la reforma: Déficit

• Toda medida que suponga un incremento de costes o reducción de ingresos deberá ir acompañada de otra en sentido contrario que asegure el equilibrio del Sistema.

• Desde el año 2014, el déficit máximo permitido será del 2,5% (deuda acumulada<10%).

• Mientras no se supere ese límite: • El déficit será financiado por todos los sujetos de liquidación en forma

proporcional a sus derechos de cobro. • Estas cantidades se recuperarán durante los 5 años siguientes.

• Cuando se supere el límite: • Se incrementaran los peajes, al menos, en la cantidad superada.

• Mientras los costes del sistema recojan déficit de años anteriores pendientes de pago, los peajes no podrán ser reducidos.

• El déficit registrado en 2013 será financiado por las eléctricas tradicionales (Iberdrola, Endesa, Hidroeléctrica del Cantábrico, EON España y Gas Natural SDG) que lo recuperarán a lo largo de los 15 años siguientes. No se contempla que este déficit sea cedido al FADE.

Propuestas


Contenido de la reforma: RES-COG-W Propuesta de Real Decreto que sustituye al RD 661/2007 Esquema de retribución único: Precio de Mercado + Retribución Específica, de aplicación desde

el 14 de julio de 2013 La Retribución Específica:

Permite cubrir los costes de inversión que una empresa eficiente y bien gestionada no recupera en el mercado.

Resultando una rentabilidad antes de impuestos: Obligaciones del Estado a 10 años + 3%. Estará compuesta por dos términos:

• Retribución a la inversión (a percibir a lo largo de la vida útil de la instalación).• Retribución a la operación (cuando los costes de operación estimados sean superiores a los precios del mercado).

La retribución de cada instalación se obtiene a partir de los parámetros retributivos de la instalación tipo a la que esté asociada (Orden ministerial a publicar en el plazo de tres meses desde la publicación del RD).

Los parámetros retributivos se revisarán cada 6 años (revisión parcial cada 3) Mientras el RD no se publique se siguen percibiendo las cantidades establecidas para

posteriormente proceder a realizar, si corresponde, una reliquidación. Todas las instalaciones gestionables podrán participar en los servicios de ajuste previa

habilitación del Operador del Sistema (cumplimiento de requerimientos). Se podrán establecer incentivos económicos para el cierre definitivo de estas instalaciones si

se cumple: Que el régimen retributivo sea excesivo en el escenario económico. Que no haya riesgo de seguridad del sistema. Que no se vean comprometidos los objetivos en materias de renovables y ahorro y eficiencia

energética.

Propuestas


Contenido de la reforma: Mecanismos de capacidad

Incentivo a la Inversión Instalaciones anteriores a 2016

• Importe: Se reduce de 26.000 a 10.000 €/MW-año.• Plazo: Se duplica el periodo de cobro pendiente.

Instalaciones posteriores a 2016• Mecanismo: Se organizarán subastas cuando el Índice de Cobertura sea inferior al mínimo

establecido (nuevas instalaciones o inversiones en existentes).• Percepción: Importe resultante de la subasta aplicado a la potencia firme durante 10 años.

Servicio de disponibilidad de potencia gestionable Tecnologías prestadoras del servicio: Centrales de carbón y de ciclo combinado habilitadas

previa solicitud al OS. Requerimientos:

• Estar habilitado para participar en el servicio de ajuste de gestión de desvíos.• Disponer de existencias de combustible en parque o contratos de suministro para ofrecer potencia

acreditada durante 15 días. Coste total del servicio: Coste de oportunidad de la tecnología marginal por la potencia

gestionable de respaldo requerida por el sistema. Asignación: Proporcional al hueco térmico registrado, disponibilidad del total de instalaciones

habilitadas y disponibilidad de la instalación en cuestión. Se reduce en función de los ingresos percibidos a través de mercado.

Financiación Mecanismos de capacidad: Comercializadores y consumidores directos (consumo nacional). Servicio de disponibilidad: Generadores en función de la firmeza de su contribución a la

cobertura demanda punta.

Propuestas


Contenido de la reforma: Hibernación y solución de restricciones técnicas

Hibernación Potencia a hibernar: según análisis del OS. Tecnología: Ciclo combinado. Método de asignación: subasta reloj-descendente gestionada por el OS. Periodo de hibernación: anual (aunque el primero podría ser superior). Pago asociado: El resultante de la subasta. Proceso administrativo de hibernación y vuelta a la operación basado en

autorizaciones administrativas.

Solución de restricciones técnicas en entornos no competitivos Importe a percibir: Precio regulado según tecnología calculado en base a costes

variables estimados.

Grupo de trabajo con el objetivo de mejorar del funcionamiento del mercado de producción y permitir la integración a nivel europeo.

Propuestas


Contenido de la reforma: Interrumpibilidad

Activación del servicio: Criterio económico (menor coste que los servicios de ajuste). Dos tipos de producto:

5 MW: bloques de reducción de 5 MW, como mínimo. 90 MW: bloques de reducción de 90 MW, con muy alta disponibilidad.

Tres opciones de ejecución: Instantánea: sin preaviso mínimo. Rápida: preaviso mínimo de 15 minutos. Horaria: preaviso mínimo de 1 hora.

Requerimientos: 50% del consumo en horas del periodo tarifario 6 y … 5 MW: Consumo superior a 5 MW el 85% de las horas de cada mes. 90 MW: Consumo superior a 90 MW el 97% de las horas de cada mes.

Retribución: Fija:

asociada a la disponibilidad real de potencia. Importe: resultante de una subasta reloj-descendente gestionada por el OS. Se parte de valor de

potencia a interrumpir y importe máximo. Variable (sólo aplicable a los proveedores resultantes de la subasta):

que refleja la reducción efectiva del consumo. Importe: Valor indexado al precio de la terciaria y al tipo de ejecución.

Financiación: 50% sujetos con desvíos a bajar. 50% la demanda.

Propuestas


Contenido de la reforma: Autoconsumo

Se definen dos modalidades de autoconsumo: Consumidor que dispone de una instalación de generación, destinada a consumo

propio (P contratada <= 100 kW). No percibirán nada por los vertidos a la red.

Consumidores asociados a instalaciones de producción que figuren en el registro correspondiente.

Estarán obligados al pago del peaje de generación. Estos consumidores tendrán que hacer frente al peaje de respaldo por la energía

autoconsumida (destinado a soportar los costes de respaldo del sistema). Se crea el Registro Administrativo de autoconsumo de Energía Eléctrica. Se establece un régimen de inspecciones y sanciones (Ley 54/1997) Las instalaciones de cogeneración están exentas del pago hasta el 31 de

diciembre de 2009.

Propuestas


Contenido de la reforma: TUR y Bono social

La actual Tarifa de Último Recurso (TUR) pasa a denominarse Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC).

La nueva TUR será de aplicación únicamente a los consumidores vulnerables (de forma excepcional también se aplicará, con recargo, a los clientes sin derecho al PVPC y a aquellos sin contrato). Se incluirán criterios de renta para reducir el número de clientes con derecho a ella.

Se establecen los requisitos para que puedan darse de alta nuevas comercializadoras de referencia que tendrán que suministrar tanto a los clientes a PVPC como a TUR.

Se define el Bono Social como la diferencia entre el PVPC y la TUR. El Bono Social será financiado por las empresas que realizan simultáneamente

actividades de producción, distribución y comercialización.

Propuestas


Contenido de la reforma: Comercialización

Se establece el marco de las actividades de comercialización y suministro de energía eléctrica especificando derechos y obligaciones de comercializadores y distribuidores.

Se recogen expresamente los derechos de los consumidores a disponer de información, acceder a sus datos de consumo y recibir el servicio con los niveles de calidad adecuados.

Se desarrollan los procedimientos de cambio de suministrador, se definen responsabilidades de cada parte y plazos concretos para las actuaciones.

Se regula el tratamiento de los suministros esenciales. Se establecen servicios gratuitos para determinados mecanismos de atención al

cliente. Se simplifica y clarifica la factura. La función llevada a cabo por la Oficina de Cambios de Suministrador (OCSUM) será

realizada por la CNMC desde el 30/06/2014.

Propuestas

Índice


Sector eléctrico

Sector gasista




Sector gasista

Situación actual Capacidad de interconexión Evolución de la demanda Evolución de la capacidad instalada Concentración del mercado

El Déficit de Tarifa




España es una “Isla de Gas”, dada la reducida interconexión con Francia….

…El incremento de capacidad será la puerta

del GNL y del gas de Argelia a Europa

8,4 bcm/y

3,3 bcm/y

2,0 bcm/y

Fuente: Informe Anual 2012. ENAGAS (TSO)

Capacidad de interconexión 2012

11,2 bcm/y

MIDCAT en estudio


Evolución de la demanda

Fuente: Informe sobre el Sistema Gasista Español. ENAGAS (TSO).

MERCADO CONVENCIONALDespués de un mínimo 2009, ligero incremento.

MERCADO ELÉCTRICOFuerte reducción (debido al descenso del consumo de los CCGT)

16.818.2

20.9

23.7

27.5

32.333.6

35.138.6

34.5 34.432

31.2


Reparto por segmentos de consumo

Baja presión(Tarifa grupo 3)

Fuente: Informe anual SEDIGAS

Alta presión(Tarifa grupo 1 : P> 60bar Tarifa grupo 2 : 4<P<60 bar)


75,14 bcm/y

p. 46

Capacidad instalada

Source: Informes anuales ENAGAS

Consumo total

Para cumplir con la Directiva Europea, desarrollada por las Framework Guidelines de ACER y los Network Codes de ENTSO-G, se está llevando a cabo un profundo análisis para implementar un Hub de Gas Natural. Es muy probable que dicho análisis incluya

mecanismos para fomentar el uso de las infraestructuras.

bcm/y

ICs:AlgeriaFrance

Regasification Plants

61,7 bcm/y13,43 bcm/y

Capacidad de entrada total


2006 2007 2008 2009 2010 2011 20120.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

63.8% 63.2%57.9%

49.6% 51.2% 50.3% 54.0%

11.7% 11.5%12.8%

12.5% 10.0% 9.0% 5.7%

7.7% 8.4%9.2%

11.4% 12.6% 14.7% 15.3%

5.0% 5.2%5.4%

5.7% 6.6% 6.9% 6.0%

1.5% 2.4% 2.3%3.6% 2.7% 2.0% 1.9%

OTROS

INCOGAS

ENERGYA VM

SONATRACH

GALP

EON

BP

BBE

GDF SUEZ

SHELL

CEPSA

EDP

ENDESA

IBERDROLA

GNF

p. 47

Concentración del mercado:Solo el 17% de la cuota de mercado es para nuevos entrantes.

Nuevos entrantes392 408 451 402 401 374

88,2% 88,3% 86,2% 82,4% 82,9% 82,6%% Principales suministradores

Source: Gas Market Report .CNE

363

83,3%

TWh


Concentración del mercado industrial:22% de la cuota de mercado para nuevos entrantes.

Nuevos entrantes

200 213 181 196 202TWh

89% 84% 78% 81% % Principales suministradores78%2007 2008 2009 2010 2011

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

57.9%51.2% 50.4% 50.2% 46.6%

10.8%

9.4% 6.1% 6.3%5.5%

13.3%

14.9%13.7% 15.0%

15.8%

6.9%8.8%

7.8% 9.4%9.0%

2.1% 1.0%2.2% 2.0% 2.9%

OTHERS

INCOGAS

ENERGYA VM

SONATRACH

GALP

BP

BBE

GDF SUEZ

SHELL

CEPSA

EON

EDP

ENDESA

IBERDROLA

GNF

Source: Gas Market Report .CNE


Déficit de tarifa del Sector Gasista

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

Datos CNE (Hasta 2011)

Escenario CNE sin medidas (2011-2020)

Escenario CNE con medidas (2011-2020)

Fuente: Informe sobre el sector energético español- CNE


Medidas ya adoptadas

Por esta razón, en el 2012 también se publicaron medidas para reducir o evitar la aparición de déficit de tarifa en el sector gasista:

Las principales medidas adoptadas son: Modificación de la metodología de retribución de los AASS y de su sistema de pago. Limitación de la construcción de nuevas infraestructuras. Sólo:

Interconexiones gasistas Suministros a nuevos consumidores que no conlleven costes añadidos al sistema.

Suspensión de la autorización administrativa y tramitación de nuevas infraestructuras (gasoductos de transporte y estaciones de regulación y medida, y nuevas plantas de regasificación).

Se postpone la puesta en marcha de la planta de regasificación de El Musel. Se incrementan un 5% de los peajes y cánones (exceptuando el término fijo y variable

del AASS).

RDL 13/2012 IET 847/2012

Índice


Sector eléctrico

Sector gasista





Estrategia energética en el horizonte 2030


Estrategia energética en el horizonte 2030.

INFORME DE LA SUBCOMISIÓN DE ANÁLISIS DE LA ESTRATEGIA ENERGÉTICA ESPAÑOLA PARA LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS Comisión de Industria, Turismo y Comercio del Congreso de los Diputados - 30 de diciembre de 2010

¿Documentos públicos sobre política energética a 2030?

Las medidas aprobadas en julio para el sector eléctrico únicamente responden a la necesidad de reducir los costes regulados en 2013.

La propuestas presentadas: • Tienen como objetivo reducir costes regulados.• Pretenden solucionar algún problema coyuntural del sector eléctrico (como la

hibernación).

En el conjunto de la Reforma del Sistema Eléctrico dada a conocer no se menciona en ningún momento las claves de la política energética del país.


¿Qué nos queda pendiente en el corto plazo en el sector eléctrico? (I)

En relación con el funcionamiento actual del mercado de producción: • Mejorar del proceso de programación actual:

• Resolver las ineficiencias detectadas.• Adaptarse a los retos que plantea el mix de generación.

• Introducción de mecanismos que permitan e incentiven la competencia en las actividades liberalizadas optimizando así el coste del suministro para el consumidor.

Para las actividades intensivas en capital, implementación de herramientas que aseguren la recuperación de la inversión.

Adecuado reparto de los costes de la política energética definida para no penalizar a un sector frente a otro.


¿Qué nos queda pendiente en el corto plazo en el sector eléctrico? (II)

En relación con el Mercado Interior de la Electricidad: • Con fecha 8 de agosto se aprobaron las Reglas de Funcionamiento del Mercado

y procedimientos de operación adaptados al cambio de hora de cierre del mercado diario (de 10:00 a 12:00).Posteriormente se publicarán nuevas Reglas de Funcionamiento del Mercado para implementar el algoritmo PCR (Price Coupling of Regions) en los Mercados Diario e Intradiario.El cambio se producirá el día 15 para la programación del día 16 de octubre.

• Seguir avanzando en la definición del proceso de programación tras el mercado diario:

• Mercado intradiario o mercado continuo.• Intercambio de servicios de ajuste a través de las interconexiones.• Etc.


Estrategia energética en el horizonte 2030. Sector eléctrico

La Directiva 72/2009 dice: “consecución de un mercado de electricidad competitivo, seguro y sostenible”

Para alcanzar este objetivo se debería definir una política energética a largo plazo, estable y económicamente sostenible, que incluyese, al menos:

• Definición del mix de generación objetivo a 2030 (previa valoración de los efectos).• Definición de los modelos de futuro de las actividades de transporte y distribución

(supergrid, redes inteligentes, etc.) y fijación de los índices de calidad de suministro deseados.

• Avance hacia la participación activa de la demanda en el sistema eléctrico como medida de ahorro y eficiencia energética.


¿Qué nos queda pendiente en el corto plazo en el sector gasista? (I)

En el muy corto plazo:• Integración de los sectores eléctrico y gasista.• Adopción de medidas urgentes que permitan :

Anular la aparición de déficit de tarifa anual. Incrementar la utilización de las infraestructuras construidas (carga de

buques desde plantas regasificadoras, almacenamiento, incremento de la interconexión con Francia, etc.).

Incrementar la competencia. En el corto y medio plazo:

• Continuar avanzando en la implementación del Gas Target Model en la Península Ibérica (hito más significativo: puesta en marcha del mercado organizado y servicios de balance).


Desde el año 2011, hay diversos grupos de trabajo en activo analizando las condiciones que deben darse para que el hub se pueda implantar: CNE/CNMC EFET Sedigas ACIE Etc…

En la actualidad hay dos iniciativas para la puesta en marcha del mercado organizado de gas natural :

p. 58

Hacia el Hub Ibérico de Gas

GDF SUEZ Energy Europe

Gracias por su atención

Mercado Energético . Retos de los mercados de electricidad y gas en España

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