Situación actual y perspectivas futuras de los CCGTs · 2020-06-08 · 2016 95 55 246 254 248 248...

Situación actual y perspectivas futuras de los CCGTs

Sesión Webinar

5 de Junio 2020

PwC Estrictamente privado y confidencial

2

Mayo 2020

De acuerdo al PNIEC, la introducción progresiva de renovables requerirá del respaldo de, al menos, 30 GW de potencia firme, de los cuales el 80% serán de CCGT …

Los ciclos combinados se encuentran en una situación de mercado en la que no logran recuperar sus costes fijos, lo que compromete la viabilidad económica del sector …

Un cierre anticipado de la potencia firme de los ciclos combinados pondría en riesgo la seguridad de suministro durante la Transición Energética …

Por lo que urge poner en marcha una solución similar a las ya implementadas en otros países del entorno en Europa …


80

160

100

60

0

120

20

40

140

21%

10%

2018

6%

2%

4%

[GW]

3%

25%

6%

31%

62%

7%

16%

25%

9%

32%

20%

7%

2%

Año móvil

19%

2%

52%

0%

17%

6%

Objetivo PNIEC 2025

16%

Objetivo PNIEC 2030

99 100

127

154

3

Fuente: REE y PNIEC

El PNIEC prevé mantener toda la capacidad instalada de CCGT, junto con una disminución de la potencia firme total y un aumento de la penetración renovable, lo que convierto a los ciclos combinados en la principal tecnología de respaldo en la transición ecológica…

Evolución de la potencia instalada peninsular. Escenarios PNIEC

Ciclo combinado

Carbón Renovables

Otras Baterías

Hidráulica + bombeo

Nuclear

Potencia

firme CCGT

Potencia

firme total

24,6 GW

41,2 GW

24,6 GW

30,1 GW

24,6 GW

40,9 GW

24,6 GW

34,3 GW

Mayo 2020

Escenarios Objetivo PNIEC

Los Escenarios Objetivo del PNIEC a

2025 y 2030 mantienen como

necesaria toda la potencia del parque

CCGT actual…


200

240

40

120

320

80

160

280

0

9%

Objetivo PNIEC 2025 Objetivo PNIEC 2030

0%

13%

6%

[TWh]

11%

14%

19%

13%

26%

Año móvil

15%

22%

2018

16%

11%

23%

27%

10%

4%

7%

9%

53%

12%

67%

4%247 246

273

307

11%

4

Fuente: REE y PNIEC

… Sin embargo, el PNIEC propone un factor de carga para los CCGTs de un 13% en 2030, llegando incluso a un valor del 5% para el año 2025, lo que implicaría un funcionamiento casi cuatro veces menor al que tuvieron durante el año móvil

Evolución de la generación peninsular. Escenarios PNIEC

Mayo 2020

OtrasCiclo combinado Hidráulica + bombeo

Carbón Renovables Nuclear

Factor de

carga CCGT12% 13%19% 5%

Escenarios Objetivo PNIEC

… pero con una reducción significativa

del número de horas equivalentes de

funcionamiento… (¡5% de factor de

carga en 2025!)


5

Fuente: REE y Análisis PwC

Esto confirma la tendencia observada en los últimos años, en los que la participación de los CCGT en el mercado se ha venido reduciendo, con la excepción de 2019 donde se dieron condiciones algo más favorables

Evolución mix de generación

200

240

280

160

0

120

40

80

2017

51

28

2015

25

35

36

56

95

34

42

Año movil

98

26

53

35

98

2018

40

26

100

24

57

25

34

56

18

2016

95

55

246254 248 248 247

[TWh]

6660 6176

76

CCGT Carbón NuclearRECORE Hidro

16% 12% 19%Factor carga

CCGT 12%12%

Mayo 2020

El incremento de la producción de los

CCGT durante el año 2019

principalmente es debido a:

• Mayor hueco térmico

• Menor coste de gas

• Mejora de la competitividad de los

CCGT frente al carbón (coste CO2)

(Ago18-Jul9)


6

Mayo 2020

De acuerdo al PNIEC, la introducción progresiva de renovables requerirá del respaldo de, al menos, 30 GW de potencia firme, de los cuales el 80% serán de CCGT

Los ciclos combinados se encuentran en una situación de mercado en la que no logran recuperar sus costes fijos, lo que compromete la viabilidad económica del sector …

Un cierre anticipado de la potencia firme de los ciclos combinados pondría en riesgo la seguridad de suministro durante la Transición Energética …



Los ingresos de los CCGTs provienen del mercado diario, los servicios de ajuste del sistema y los pagos por capacidad, mientras que los cotes variables de explotación dependen de la materia prima, peajes, derechos de emisión e impuestos

7

Fuente: Análisis PwC

Estructura de ingresos y costes de un CCGTCostesIngresos

Mayo 2020

Compra de gas Energía

Costes fijos de explotación

Emisiones CO2

Materia prima

Peajes variables

Coste de las emisiones

Personal

O&M fijo

Otros impuestos (IAE, IBI, ecotasa, financiación O.S.,

O.M. etc.)

Impuestos variables y peajesIVPEE

Peaje de generación

Costes fijos de capital

O&M variables O&M variable

Impuesto especial de

hidrocarburos

Costes de inversión y capital

Pagos por capacidad

Servicios de ajuste

Intradiarios

Mercado diario

Restricciones técnicas

Gestión de desvíos

Mercado terciario

Reserva a subir

Regulación secundaria

Incentivo a la inversión

Servicio de disponibilidad

Los análisis llevados a cabo consideran fuentes de información públicas e hipótesis PwC. Se ha analizado

el último año móvil con información pública disponible desde agosto 2018 hasta julio 2019

(*)

(*)

(*)

(*)

(*) Actualmente eliminados


8

Fuente: REE y Análisis PwC

Aun habiendo aumentado su participación en el mercado durante 2018-19, las horas eq. medias de los CCGT siguen muy por debajo del nivel para el que fueron diseñados, lo que provoca que el 70% del parque CCGT presente pérdidas operativas

Horas equivalentes de los CCGTs. Año móvil (Ago18-Jul19)

Horas eq. medias

1.648 h

Mayo 2020

11,9 GW han funcionado por debajo

de las Horas eq. medias

12,7 GW han funcionado por encima

de las Horas eq. medias

EBITDA con PxC

EBITDA sin PxC

EBITDA de los CCGTs. Año móvil (Ago18-Jul19)

#15 CCGTs

7,4 GW

No cubren costes operativos

(70%)

Recuperan costes

(30%)

#11 CCGTs

5,3 GW

0

-10

-30

-40

-20

10

20

30

40

50

60

70

10

[# CCGT]

20

[k€/MW]

455 15 25 30 35 40 50

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

5

[# CCGT]

15

[h eq.]

10 20 25 30 35 40 5045

Las horas eq. Medias del año móvil ascienden a 1.648 h, muy por debajo de

las 5.000-6.000 heq. para las que fueron diseñados

Tan solo 15 ciclos combinados recuperaron sus costes operativos

(30% del parque), y se reducirán a 11 una vez agotado el incentivo a la

inversión


80

140

180

0

20

40

60

120

100

160

29,2

5,2

Ingresos

3,3

21,9

20,0

Costes

14,2

17,6

6,3

77,6

[k€/MW]

116,7

82,3

160,9

-6,7

-44,2

Estas condiciones de mercado y operación hacen que el ciclo medio presente un EBITDA negativo de 6,7 k€/MW. Adicionalmente, si consideramos los costes de amortización y capital, el ciclo medio incurre en unas pérdidas de 44,2 k€/MW

9

Nota: Se ha considerado una rentabilidad del capital del 5,58%

Fuente: Cuentas Anuales de Ciclos Combinados y Análisis PwC

P&L del CCGT medio del sistema. Año móvil (Ago18-Jul19)

Costes fijos

Mercado diario

Gas NaturalSSAA Impuestos y peajes

Emisiones CO2Pagos por Capacidad

Coste capital

AmortizaciónO&M variable

Mayo 2020

La cuenta de resultados del ciclo

combinado medio se caracteriza por:

• EBITDA -7 k€/MW, o lo que es lo

mismo, no se cubre los costes de

explotación

• Con la terminación del incentivo a la

inversión, (agotado ya para el 50% del

parque), el EBITDA se situará en -

11,5k€/MW.

• Incluyendo coste de capital y

amortización las pérdidas ascienden a

-44 k€/MW (-49k€/MWh sin pagos por

capacidad)


10

Nota: se han considerado los peajes del grupo 1.3 debido al nivel de presión de los CCGTs (>60 bar)

Fuente: Orden IET/2446/2013, Orden ETU/1283/2017, Enagás y análisis PwC

Mayo 2020

En este contexto, los CCGTs buscan fórmulas de variabilización de sus costes fijos de explotación, como la contratación a corto plazo del peaje de conducción que, aunque supone un menor coste para los CCGTs…

Impacto de la variabilización del peaje fijo de conducciónIlustrativo estrategia de contratación largo vs corto

0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

0,91,3 1,4

2,8

4,8

0

3

6

1,6

Trimestral

[€/MWht]

Anual Mensual Diario Intradiario

1,9 2,0

3,5

5,4

Largo plazo Corto plazo

- +

Ho

ras e

qu

ivale

nte

s d

e f

un

cio

nam

ien

to

Co

ste

un

itari

o d

el p

eaje

de c

on

du

cció

n

-+

Menor flexibilidad y menor coste

en situación de alta utilización.

Mayor recaudación para el Sistema

Flexibilidad y coste variables en

función de la utilización trimestral o

mensual

Máxima flexibilidad, pero también

mayor coste para el productor.

Menor recaudación para el Sistema

Todo a

largo

Mix largo

/ corto

Todo a

corto

Término fijo de Conducción variabilizado Término variable de Conducción


146,8

Recaudación Peaje a corto

82,0

Equivalente de recaudación en Peaje a largo

+64,8

x1,8

11

Fuente: Liquidaciones del sector de gas natural, CNMC, REE y Análisis PwC

… es una reducción de los ingresos del sistema gasista de ~ 65 M, debido a que el volumen de peajes contratado a corto tiene un gran peso (38%) en el mix de peajes de los CCGT

Impacto en el sistema gasista del peaje a corto.

Año móvil (Ago18-Jul19)

Tipo de peaje por volumen contratado.

Año móvil (Ago18-Jul19)

Mayo 2020

62%

38%

Anual

Corto

Los peajes a corto

incluyen los contratados

en régimen diario,

intradiario, mensual y

trimestral


12

Fuente: REE y PNIEC

Situándonos en el Escenario PNIEC 2030, casi 23 GW de CCGT dejarán de ser viables económicamente, lo que presentaría un contexto en la que únicamente 1,7 GW de CCGT lograrían recuperar sus costes operativos

EBITDA de los CCGTs. Escenario PNIEC 2030

Mayo 2020

No cubren costes operativos

92% (22,9 GW)

1,7

GW

#4 CCGTs

1,7 GW

10

20

0

5

25

15

[GW]

No viables año móvilAño móvil

17,2

(70%)

5,7

(23%)

No viables a 2030 Viables a 2030

24,6

1,7

(7%)

-22,9

Viabilidad económica de la potencia instalada de CCGTs

-30

-20

10

30

-10

0

20

40

50

10

[# CCGT]

205 35

[k€/MW]

15 25 5030 40 45

En esta situación prácticamente todo el parque CCGT estaría en riesgo de cierre al no ser viable económicamente

(el 93% de la potencia CCGT no es capaz de cubrir sus costes de explotación)


0

2.000

4.000

1.000

3.500

3.000

4.500

500

1.500

5.000

2.500

2027

[M€]

4.413

3.240

Año

móvil

2020 2021 2022 202820252023 2024

2.833

2026 2029 2030

538

836

1.973

1.192

1.568

2.407

3.648

4.039

250

13

Fuente: REE y PNIEC

Considerando el nivel de funcionamiento de los CCGTs establecido en el PNIEC, el sector CCGT tendría que enfrentarse a unas pérdidas acumuladas de más de 4.400 M€ hasta el 2030

Pérdidas acumuladas de los CCGTs. Periodo 2019-2030 (Escenarios PNIEC)

Mayo 2020

Pérdidas acumuladas

… lo que implica que los operadores

actuales de CCGT deberían

enfrentarse a unas pérdidas

acumuladas de ~4.400 M€ en los

próximos 10 años


14

Mayo 2020


Los ciclos combinados se encuentran en una situación de mercado en la que no logran recuperar sus costes fijos, lo que compromete la viabilidad económica del sector…

Un cierre anticipado de la potencia firme de los ciclos combinados pondría en riesgo la seguridad de suministro durante la Transición Energética…



10

0

20

5

25

15

[GW]

Año móvil

17,2

(70%)

Cierre a

día de hoy

5,7

(23%)

No viables

a 2030

22,9

(93%)

Viables

a 2030

Necesidad de

potencia firme

24,6

Total

1,7

(7%)

24,61,46

0,71

0,56

80

40

0

100

20

120

60

0,9

0,3

0,6

1,2

1,5

7

24

56

2018

[GW]

33

[#]

33

26

Año móvil sin CCGTs

ni carbón anunciado

2

25

Objetivo PNIEC

2030 sin CCGTs

27

15

Fuente: REE y PNIEC

El cierre de la potencia de CCGT no viable económicamente supondría un problema para la seguridad de suministro del Sistema, que se agravaría todavía más de cumplirse las previsiones del PNIEC…

Previsión de evolución de la potencia firme de respaldo

Mayo 2020

Necesidad de CCGT para asegurar la seguridad de suministro

Ciclo combinado Otras Índice de cobertura

Límite

REE

La inviabilidad económica plantea un escenario probable de cierre de la potencia firme de CCGT, lo cual pondría

en riesgo la seguridad de suministro


16

Notas: CAPEX: 0,5 M€/MW, rentabilidad de la inversión de 5,58%, 25 años de vida útil. Se ha considerado el IVPEE en los cálculos.

Fuente: Análisis PwC

Mayo 2020

… Lo que provoca la necesidad en el Sistema de atraer inversiones para instalar nueva potencia firme, lo que resultaría en una estrategia 3 veces más ineficiente en términos económicos que asegurar la viabilidad económica de los CCGTs existentes

Ilustrativo costes de referencia. M€/añoAlternativas a la necesidad de potencia firme

1.327

402

-x3,2

Viabilidad

económica de los

CCGTs

Inversiones

adicionales a las

previstas en el

PNIEC

Mecanismo que incentive

los 22,9 GW de potencia

de CCGTs existente de

forma que recuperen las

pérdidas actuales en

términos de EBITDA.

Realizar inversiones para

construir nuevos ciclos

combinados que aporten

22,9 GW de potencia de

CCGTs con una

rentabilidad del 5,58%.

Mayor costes en potencia

firme tendrá repercusión

en el incremento de la

tarifa eléctrica.

Estrategia Señal de precio

Alternativas a

las necesidades

de potencia

firme del PNIEC

Se mantiene

operativo el parque

de CCGT actual

Se permite el cierre

del parque CCGT

actual y se sustituye

por nueva potencia

firme

Recuperación de las

pérdidas de los

CCGTs

Rentabilidad para

nuevas inversiones

en potencia firme

El posible cierre anticipado del parque existente fuerza la incorporación de nueva potencia firme, que,

necesariamente, supone un coste mayor que mantener la potencia actual


17

Mayo 2020


Los ciclos combinados se encuentran en una situación de mercado en la que no logran recuperar sus costes fijos, lo que compromete la viabilidad económica del sector…

Un cierre anticipado de la potencia firme de los ciclos combinados pondría en riesgo la seguridad de suministro durante la Transición Energética…



Reliability option

scheme

Desde 2018

Mercado de capacidad

Desde 2017

Subastas de capacidad

Tras un periodo

suspendido, en

noviembre 2019 se ha

reiniciado

18

En Europa existen diversos mecanismos de capacidad que dan soporte a las necesidades del mercado y que están alineados con las directrices de la UE, principalmente subastas y reservas estratégicas

Mecanismos de pagos por capacidad en Europa

Subasta de capacidad

En tramitación nuevo

mecanismo

No hay mecanismo

Mecanismo operativo no aprobado por la CE

Mecanismo operativo aprobado por la CE

Reservas estratégicas*

Desde 2014

*Bélgica está tramitando actualmente un mecanismo que sustituya la reserva estratégica en forma de mecanismo market-wide

Fuente: Comisión Europea, ACER, TSOs de los países

Reservas estratégicas

Desde 2004

Market-wide capacity mechanisms

Aprobado en 2018. En noviembre de

2019 se han realizado dos subastas de

capacidad para 2022 y 2023

Mercado de capacidad

Aprobado en 2018

Mecanismo transitorio de

remuneración a la capacidad flexible

A partir de 2019


Desde 2007


Aprobado en 2018, entrará en

funcionamiento en 2019


Nuevo mecanismo en elaboración

Mayo 2020


1919

21 22

25

7

11

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

[Meses]

PoUk Gr BeIt Fr Ale

Ø 18

19

Mayo 2020

La situación actual de los CCGT, agravada por el contexto del COVID19, requiere ser ágiles para poner en marcha una solución equiparable a homólogos Europeos, sin necesidad de iniciar un proceso “hoja en blanco” que pueda durar años …

Tiempo de aprobación de mecanismos de capacidad

Mecanismos aprobados en

otros países del entorno

• Los mecanismos actuales han

llevado de un plazo de aprobación

de alrededor de 2 años

• Estos plazos se han alargado con

la aprobación de nuevos requisitos

• La situación del COVID requiere de

medidas excepcionales que

acorten estos plazos

• Urge poner en marcha una

solución a corto plazo. LA situación

actual de los CCGT hace inviable

iniciar un proceso de cero que

puede tardar años


20

Fuente: Diario Oficial de la Unión Europea, Análisis PwC

Por lo tanto, urge solicitar la aprobación de un mecanismo similar a los ya implantados en otros países de nuestro entorno europeo, que asegure la viabilidad económica de los CCGTsen el corto plazo

Hasta la aprobación del mecanismo, los CCGTs estarán asumiendo unas pérdidas acumuladas de 2.000-2.500 M€,

situación no sostenible económicamente.

Plazos medios de aprobación para nuevos mecanismos de capacidad

2020 2021 2022 2023 2024 2025

5. Consulta a todas las partes implicadas

2. Análisis europeo de cobertura

4. Diseño de nuevo mecanismo a

incluir en el plan de ejecución

1. Elaboración metodología análisis europeo

de cobertura por ENTSOE

Actividad

3. Análisis nacionales de cobertura

6. Aprobación nuevo mecanismo

Pérdidas

acumuladas (M€)250 831 1.192 1.568 1.973 2.407

Conclusión de

existencia de un

Problema de cobertura

Fecha límite de presentación de la

metodología para el análisis europeo

de cobertura

ENTSOE establecerá y pondrá en

funcionamiento un registro a los

proveedores de capacidad elegibles

Aprobación nuevo

mecanismo

Mayo 2020


21

Mayo 2020

Actualmente, únicamente el 30% del parque CCGT está recuperando sus costes fijos.El PNIEC prevé que se mantenga toda la potencia de respaldo de los CCGTs, con una reducciónsignificativa de su factor de carga

Esto implica unas pérdidas acumuladas para el parque de CCGT de ~4.400 M€ hasta 2030, poniendo al 93% del parque CCGT en situación de inviabilidad económica con el consiguiente riesgo sobre la seguridad de suministro en caso de cierre de dichos CCGT

El cierre de la potencia de CCGT actual implicaría realizar inversiones en nueva potencia firme, lo que podría suponer hasta 3 veces más costes para el Sistema que mantener la potencia firme actual

Todos los países del entorno europeo, salvo España, ya han implantado, o están implantando, mecanismos de pagos por capacidad

Urge buscar una solución que de respuesta a esta situación tanto a corto como a largo plazo, con un diseño similar al de otros países para evitar plazos de aprobación largos

Conclusiones

pwc.com

El presente documento ha sido preparado dentro del ámbito del proyecto “Elaboración de un informe independiente sobre la situación actual y perspectivas futuras de los Ciclos Combinados de gas

natural” para Sedigas y según los términos de nuestra carta de contratación. PricewaterhouseCoopers Asesores de Negocios, S.L. (en adelante, PwC) no acepta ninguna responsabilidad ante terceros

que pudieran hacer uso del contenido de este Informe, sin la aceptación previa de PwC.

PwC, sus socios, empleados o colaboradores no garantizan (ni implícita ni explícitamente) la exactitud ni la suficiencia de la información contenida en este Informe ni asume ningún tipo de compromiso,

obligación ni responsabilidad frente a nadie que actúe sobre la base de la información contenida en este Informe y tome alguna decisión basada en el mismo.

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