TESIS DE MÁSTER - IIT Comillas · regulatorio a las energías renovables en España y en distintos...

MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

Las energías renovables en el sistema

eléctrico español

AUTOR: María Díaz de la Cruz

MADRID, Julio de 2009

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

Resumen i

Resumen

En los últimos años, las energías renovables se han convertido en el instrumento

fundamental de la política energética europea para lograr un desarrollo sostenible y

disminuir la dependencia energética exterior. En enero de 2009 la Comisión Europea

lanzó su propuesta integral de acción climática, el llamado “Paquete Verde”, que

plantea un triple objetivo para 2020:

Reducción de las emisiones de GEI al menos un 20 % respecto a los niveles

de 1990.

Un 20% del consumo final bruto de energía en la Unión Europea deberá

proceder de fuentes renovables.

Aumento de la eficiencia energética en un 20% con respecto a la evolución

tendencial.

El “Paquete Verde” incluye varios reglamentos y tres Directivas entre las que se

encuentra la 2009/28/EC relativa al fomento de las energías renovables que establece

unos objetivos nacionales vinculantes para alcanzar el objetivo global del 20%.

El objetivo de esta tesis es estimar el impacto en el sector eléctrico que va a tener la

Directiva 2009/28/EC. Para ello en primer lugar se va a analizar el tratamiento

regulatorio a las energías renovables en España y en distintos países de la Unión

Europea en cuanto a sistemas de apoyo, financiación y condiciones de acceso y

conexión a la red. Posteriormente se analizará la evolución de las renovables a nivel

europeo, así como en distintos estados miembros, para determinar el impacto

económico y la eficacia que han demostrado los distintos marcos regulatorios. Para el

caso español se va a estimar el impacto económico de la energía eólica en los últimos

años mediante el cálculo del sobrecoste que supone para el sistema esta tecnología

comparada con los ciclos combinados. Además, dado que se espera que la energía

eólica marina desempeñe un papel importante en el cumplimiento del objetivo

establecido para España para 2020, se va a analizar la retribución de la normativa que

rige este tipo de instalaciones para ver si resulta atractiva para los inversores y este

desarrollo es realmente viable.

Resumen ii

Una vez analizado el pasado y el presente de las renovables se estimará el impacto

que tendrá en España el cumplimiento de los objetivos establecidos por la nueva

Directiva de renovables. Se va a realizar un cálculo aproximado del sobrecoste que

supondrá para el sector eléctrico el que en 2020 aproximadamente un 40% de la

producción eléctrica proceda de fuentes de energía renovables. También se harán

algunas recomendaciones para lograr integrar toda esa energía en la red sin poner en

peligro la seguridad del sistema.

El último capítulo de la tesis incluirá las conclusiones que se han extraído a nivel

global del estudio regulatorio y económico realizado sobre las energías renovables.

Summary iii

Summary

In the last years, renewable energies have turned into the fundamental instrument

of the European energy policy to achieve a sustainable development and to reduce the

energetic dependence on other countries. In January 2009, the European Commission

presented its integral proposal regarding climate action (the "Green Package"), which

considers a triple objective:

To achieve at least a 20% reduction of GHG emissions by 2020 compared to

1990's level.

To achieve a 20% share of renewable energies in the EU final energy

consumption by 2020.

To increase energetic efficiency in the EU in order to achieve the objective of

saving 20% of the EU's energy consumption compared to projections for

2020.

The "Green Package" comprises several regulations and three Directives, including

the Directive 2009/28/EC regarding the promotion of the renewable energies, which

establishes a few national binding targets to reach the global objective of 20%.

The goal of this thesis is to estimate the impact that the Directive 2009/28/EC is

going to have in the electrical sector. Firstly, the regulatory treatment to renewable

energies in Spain and in other countries of the EU will be analyzed (support systems,

financing, connection and access to the grid). Afterwards, the evolution of renewable

energies in Europe will be studied, as well as in different member states, to determine

the economic impact and the effectiveness that the different regulatory frameworks

have shown. For the Spanish case, the economic impact of wind power in the last years

will be estimated by calculating the extra costs that this technology involves for the

system compared to combined cycles. Besides, as offshore wind energy is expected to

play an important role in order to meet the objectives established for Spain for 2020, the

remuneration that the current Spanish regulation establishes for this kind of energy is

going to be analyzed to see if it is attractive for investors and its development is

feasible.

Summary iv

Once analyzed the past and the present of the renewable energy, it will be estimated

the impact that the meeting of the objectives established by the Directive is expected to

have in Spain. An approximate calculation of the extra costs that the fact that

approximately 40% of the electricity production comes from renewable sources in 2020

will involve for the electrical sector is going to be carried out. In addition, some

recommendations to integrate all this energy into the grid without putting the safety of

the system at risk will be given.

The last chapter of the thesis will include the conclusions drawn from the regulatory

and economic study on renewable energies.

Índice v

Índice

1 DIRECTIVA EUROPEA .................................................................................................................... 2

1.1 Objetivos nacionales........................................................................................... 4

1.2 Mecanismos de apoyo ....................................................................................... 8

1.2.1 Sistemas de apoyo nacionales 9 1.2.2 Mecanismos de flexibilidad y cooperación 9

1.2.2.1 Transferencias estadísticas ....................................................................................................... 9 1.2.2.2 Proyectos conjuntos entre Estados miembros ..................................................................... 10 1.2.2.3 Proyectos en terceros países .................................................................................................. 11 1.2.2.4 Mecanismos de apoyo conjunto ............................................................................................ 12

1.3 Garantías de origen .......................................................................................... 12

1.4 Acceso a las redes de las instalaciones que producen electricidad a

partir de fuentes de energía renovable ......................................................... 13

1.4.1 Acceso 13 1.4.2 Interconexión 13 1.4.3 Restricciones 13 1.4.4 Tarifas de transporte y distribución 14

2 PROSPECTIVA DEL MARCO REGULATORIO ESPAÑOL SOBRE ENERGÍAS

RENOVABLES .................................................................................................................................. 16

2.1 Régimen jurídico y económico ....................................................................... 16

2.1.1 Inclusión de una instalación en el régimen especial 19 2.1.1.1 Real Decreto 2366/1994.......................................................................................................... 19 2.1.1.2 Real Decreto 2818/1998.......................................................................................................... 21 2.1.1.3 Real Decreto 841/2002............................................................................................................ 22 2.1.1.4 Real Decreto 436/2004............................................................................................................ 22 2.1.1.5 Real Decreto 661/2007............................................................................................................ 24 2.1.1.6 Real Decreto 1578/2008.......................................................................................................... 25

2.1.2 Régimen económico 27 2.1.2.1 Real Decreto 2366/1994.......................................................................................................... 27 2.1.2.2 Real Decreto 2818/1998.......................................................................................................... 28 2.1.2.3 Real Decreto 841/2002............................................................................................................ 29 2.1.2.4 Real Decreto 436/2004............................................................................................................ 31 2.1.2.5 Real Decreto 661/2007............................................................................................................ 33 2.1.2.6 Real Decreto 1578/2008.......................................................................................................... 35

2.2 Acceso y conexión a red .................................................................................. 37

2.3 Garantías de origen .......................................................................................... 44

Índice vi

3 COMPARATIVA DEL TRATAMIENTO REGULATORIO A LAS ENERGÍAS

RENOVABLES EN EUROPA ......................................................................................................... 50

3.1 Alemania............................................................................................................ 53

3.1.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas regulados 53 3.1.2 Tecnologías 55 3.1.3 Área de aplicación 55 3.1.4 Conexión, uso y expansión de la red 55

3.2 Dinamarca ......................................................................................................... 56

3.2.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas 56 3.2.2 Tecnologías 56 3.2.3 Área de aplicación 57 3.2.4 Conexión, uso y expansión de la red 57

3.3 Reino Unido ...................................................................................................... 57

3.3.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, privilegios fiscales y subvenciones 57 Sistema de cuotas .................................................................................................................... 57 Privilegios fiscales ................................................................................................................... 57 Subvenciones ........................................................................................................................... 58

3.3.2 Tecnologías 58 3.3.3 Área de aplicación 58 3.3.4 Conexión, uso y expansión de la red 58

3.4 Francia ................................................................................................................ 59

3.4.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas, beneficios fiscales y subvenciones. 59 3.4.2 Tecnologías 60 3.4.3 Área de aplicación 61 3.4.4 Conexión, uso y expansión de la red 61

3.5 Italia .................................................................................................................... 61

3.5.1 Mecanismos de apoyo: sistema de cuotas, tarifas reguladas para la fotovoltaica y

beneficios fiscales. 61 3.5.2 Tecnologías 64 3.5.3 Área de aplicación 64 3.5.4 Conexión, uso y expansión de la red 65

3.6 Portugal.............................................................................................................. 65

3.6.1 Mecanismos de apoyo: tarifa regulada y privilegios fiscales 65 3.6.2 Tecnologías 67 3.6.3 Área de aplicación 67 3.6.4 Conexión, uso y expansión de la red 67

3.7 Grecia ................................................................................................................. 67

3.7.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y beneficios fiscales. 67

Índice vii

3.7.2 Tecnologías 70 3.7.3 Área de aplicación 70 3.7.4 Conexión, expansión y uso de la red 70

3.8 Suecia.................................................................................................................. 71

3.8.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, bonus medioambiental y subvenciones 71 3.8.2 Tecnologías 73 3.8.3 Área de aplicación 73 3.8.4 Conexión, expansión y uso de la red 73

3.9 Finlandia ............................................................................................................ 73

3.9.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y préstamos con bajo interés. 73 3.9.2 Tecnologías 74 3.9.3 Área de aplicación 75 3.9.4 Conexión, expansión y uso de la red 75

3.10 Austria ............................................................................................................... 75

3.10.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados y subvenciones 75 Precios regulados .................................................................................................................... 75 Subvenciones ........................................................................................................................... 76


3.11 Bélgica ................................................................................................................ 76

3.11.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados, sistema de cuotas y beneficios fiscales 76 Precios regulados .................................................................................................................... 76 Sistema de cuotas .................................................................................................................... 77 Beneficios fiscales .................................................................................................................... 77


3.12 Holanda ............................................................................................................. 78

3.12.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas (primas), beneficios fiscales y subvenciones 78 3.12.2 Tecnologías 80 3.12.3 Área de aplicación 80 3.12.4 Conexión, uso y expansión de la red 80

3.13 Análisis de la eficiencia de los distintos sistemas de apoyo en los

Estados miembros ............................................................................................ 81

3.13.1 Energía eólica onshore 82 3.13.2 Energía solar fotovoltaica 83

Índice viii

4 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y LA ENERGÍA GENERADA A

PARTIR DE FUENTES RENOVABLES EN ESPAÑA Y EUROPA ......................................... 87

4.1 Las energías renovables en la Unión Europea ............................................. 87

4.1.1 Capacidad instalada 90 4.1.2 Producción eléctrica 95

4.2 Las energías renovables en España.............................................................. 101

4.2.1 Capacidad instalada y producción eléctrica. 102 4.2.1.1 Energía eólica......................................................................................................................... 105 4.2.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 109 4.2.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 112 4.2.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 113

4.2.2 Retribución al Régimen Especial 115

4.3 Las energías renovables en Alemania ......................................................... 118

4.3.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 119 4.3.1.1 Energía eólica......................................................................................................................... 120 4.3.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 121 4.3.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 122 4.3.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 123

4.3.2 Retribución 124

4.4 Las energías renovables en Dinamarca ....................................................... 125

4.4.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 127 4.4.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 129 4.4.1.2 Energía eólica offshore ......................................................................................................... 131 4.4.1.3 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 131

4.5 Las energías renovables en Reino Unido .................................................... 133

4.5.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 135 Con esta producción, la cuota de renovables en la generación eléctrica total fue del 4,6%.

En 2005 este valor ascendió a 5,17%. En 2020 el objetivo es que en 2020 un 20% de la

energía eléctrica proceda de fuentes de energía renovables. .......................................................... 137 4.5.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 137 4.5.1.2 Energía eólica offshore ......................................................................................................... 139 4.5.1.3 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 139 4.5.1.4 Biomasa .................................................................................................................................. 140 4.5.1.5 Energía hidráulica ................................................................................................................. 141


4.6 Las energías renovables en Italia ................................................................. 145

4.6.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 146 4.6.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 147 4.6.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 149

Índice ix

4.6.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 150 4.6.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 150 4.6.1.5 Energía geotérmica ............................................................................................................... 151


4.7 Las energías renovables en Bélgica.............................................................. 153

4.7.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 154 4.7.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 157 4.7.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 157 4.7.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 158 4.7.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 159


4.8 Las energías renovables en Suecia ............................................................... 161

4.8.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 162 4.8.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 166 4.8.1.2 Energía eólica offshore ......................................................................................................... 167 4.8.1.3 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 168 4.8.1.4 Biomasa .................................................................................................................................. 170 4.8.1.5 Energía hidráulica ................................................................................................................. 172


5 ESTUDIO DE COSTES DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES .............................................. 179

5.1 Estimación del sobrecoste que supone la energía eólica para el sistema

comparada con los ciclos combinados ........................................................ 179

5.2 Estudio de rentabilidad de las instalaciones eólicas offshore en España184

5.2.1 Retribución 186 5.2.2 Costes 188 5.2.3 Resultados 190

5.2.3.1 Precio de mercado bajo......................................................................................................... 191 5.2.3.2 Precio de mercado medio..................................................................................................... 194 5.2.3.3 Precio de mercado alto ......................................................................................................... 197

5.3 Estimación del coste del cumplimiento del objetivo de 2020 en España201

5.3.1 Potencia instalada: prospectiva UNESA 201 5.3.2 Horas de utilización 204 5.3.3 Producción y sobrecoste del régimen especial en 2020 206

6 INTEGRACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA RED Y EN EL

MERCADO ...................................................................................................................................... 226

6.1 Recomendaciones ........................................................................................... 229

7 CONCLUSIONES........................................................................................................................... 236

Índice x

8 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 246

Índice xi

Capítulo 1Directiva europea

1 Directiva europea 2

1 Directiva europea

En el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un mejor

aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles y de una mayor

sensibilización ambiental, las energías renovables se ha convertido en un elemento

fundamental de la política energética europea en los últimos años.

En 2001 se aprobó la primera directiva sobre energías renovables, la Directiva

2001/77/CE, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad

generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la

electricidad. Esta normativa se basaba la Ley de Energías Renovables (Erneubare-

Energien-Gesetzt, EEG) que entró en vigor en el 2000 en Alemania y fijaba la base

jurídica para, en el 2010, aumentar a un 12% la cuota de las energías renovables en el

consumo primario bruto en la Unión Europea y a un 22,1% con respecto a la

contribución de estas tecnologías al consumo eléctrico. Este objetivo global del 22,1% se

traducía en objetivos indicativos nacionales para todos los Estados miembros y en el

caso de España se fijaba una cuota del 29,4% de electricidad generada a partir de

fuentes de energía renovables en 2010.

Pero esta normativa se refería exclusivamente al uso de renovables en la generación

eléctrica. Sin embargo el sector del transporte suponía ya el 30 % del consumo final de

energía registrado en la Unión Europea, y todo indicaba que este porcentaje seguiría

incrementándose y con ello, las emisiones de dióxido de carbono. En este contexto se

aprobó la Directiva 2003/30/CE, de 8 de mayo de 2003, relativa al fomento del uso de

biocarburantes u otros combustibles renovables en el transporte. Con esta normativa

se establecían una serie de medidas para aumentar el uso de biocarburantes y reducir

así las emisiones de dióxido de carbono para cumplir el Protocolo de Kioto.

Finalmente, el 23 de enero de 2009 la Comisión Europea lanzó su propuesta integral

de acción climática, etiquetada como el “Paquete Verde”. El Paquete de Energía

Renovable y Cambio Climático obliga a los veintisiete países miembros de la Unión

Europea a asumir el denominado “triple objetivo veinte” para 2020:

• Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% con

respecto a los valores de 1990.


• Aumento de la eficiencia energética en un 20% con respecto a la evolución

tendencial.

• Un 20% del consumo final bruto en la Unión Europea deberá proceder de

fuentes renovables. Se entiende como «consumo final bruto de energía», “los

productos energéticos suministrados con fines energéticos a la industria, el transporte,

los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura

y la pesca, incluido el consumo de electricidad y calor por la rama de energía para la

producción de electricidad y calor e incluidas las pérdidas de electricidad y calor en la

distribución y el transporte”.

Esto supone que un 35% de la electricidad se genere a partir de fuentes de

energía renovables. Como el tiempo de utilización de las renovables es

pequeño comparado con el de los generadores convencionales, el porcentaje de

renovables deberá superar el 35% de la capacidad total instalada.

Esta propuesta hace especial énfasis en medidas de eficiencia y ahorro energético e

incluye un conjunto de herramientas legislativas para alcanzar los objetivos de fomento

de energías renovables y cumplir el Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de

las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, y otros compromisos europeos e

internacionales. Además de lograr un desarrollo sostenible, la seguridad de

suministro ha sido otro de los elementos centrales de las políticas energéticas europeas

en los últimos años y el aprovechamiento de los recursos renovables es uno de los

instrumentos para disminuir la dependencia energética exterior y mejorar la balanza

comercial.

El “Paquete Verde” tiene seis caras:

Fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.

Comercio de Derechos de Emisión de gases de efecto invernadero.

Reparto de esfuerzos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Control y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas

de la utilización de combustibles (transporte por carretera y navegación

interior).

Almacenamiento geológico de dióxido de carbono.


Normas de comportamiento en materia de emisiones de los turismos nuevos

(reglamento).

En esta tesis se va a analizar la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa

al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se

modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Esta nueva

normativa incluye algunas novedades significativas al establecer objetivos vinculantes

para 2020 y obligar a los estados miembros a establecer Planes de Acción Nacionales

y planes de seguimiento, exigiéndose unas cuotas mínimas de renovables en 2012,

2014, 2016 y 2018. Además esta nueva Directiva obliga a los estados miembros a

introducir cambios destinados a disminuir las barreras administrativas y regulatorias

así como facilitar el acceso a las redes de las energías renovables.

A continuación, se detallarán los objetivos nacionales, los mecanismos de apoyo así

como el acceso a las redes y el funcionamiento de las mismas.

1.1 Objetivos nacionales

Los objetivos obligatorios establecidos en la directiva europea son alcanzar en 2020

una cuota del 20 % de energías renovables en el consumo total de energía y una

cuota del 10 % de energías renovables en el consumo de combustibles para el

transporte en la Unión Europea para 2020. El consumo de combustibles no es objeto de

esta tesis, por tanto nos centraremos en lo establecido por la Directiva en relación al

objetivo del 20 % de energías renovables en el consumo total de energía.

Este objetivo todavía está lejos de ser alcanzado ya que, como puede verse en el

siguiente gráfico, en 2006 las energías renovables únicamente representaban el 8% del

consumo final de energía.


En cuanto a la producción eléctrica, el cumplimiento del objetivo del 20% supone

que un 35% de la electricidad se genere a partir de fuentes de energía renovables.

Según datos de Euroelectric, en 2008 aproximadamente un 16% de la electricidad

procedía de fuentes renovables, es decir 500 TWh. Suponiendo un crecimiento anual

de la demanda del 1,5%, para cumplir los objetivos de la directiva en 2020, 1300 TWh,

deberán proceder de fuentes renovables. Esto supone un reto relativo al desarrollo de

la red para lograr integrar, sin poner en peligro la seguridad del sistema, más de 800

nuevos TWh de renovables, tratando además de no distorsionar el mercado.

El objetivo global del 20 % se ha traducido en objetivos individuales para cada

Estado miembro, teniendo en cuenta las situaciones de partida (2005), el potencial de

renovables y el PIB.


Cuota de energía procedente

de fuentes renovables en el

consumo de energía final bruta,

2005 (S2005)

Objetivo para la cuota de

energía procedente de fuentes

renovables en el consumo de

energía final bruta, 2020 (S2020)

Bélgica 2,2 % 13 %

Bulgaria 9,4 % 16 %

República Checa 6,1 % 13 %

Dinamarca 17,0 % 30 %

Alemania 5,8 % 18 %

Estonia 18,0 % 25 %

Irlanda 3,1 % 16 %

Grecia 6,9 % 18 %

España 8,7 % 20 %

Francia 10,3 % 23 %

Italia 5,2 % 17 %

Chipre 2,9 % 13 %

Letonia 32,6 % 40 %

Lituania 15,0 % 23 %

Luxemburgo 0,9 % 11 %

Hungría 4,3 % 13 %

Malta 0,0 % 10 %

Países Bajos 2,4 % 14 %


Austria 23,3 % 34 %

Polonia 7,2 % 15 %

Portugal 20,5 % 31 %

Rumanía 17,8 % 24 %

Eslovenia 16,0 % 25 %

Eslovaquia 6,7 % 14 %

Finlandia 28,5 % 38 %

Suecia 39,8 % 49 %

Reino Unido 1,3 % 15 %

Estos objetivos están referidos a la energía final y son vinculantes, a diferencia de

los establecidos por directivas anteriores que eran únicamente indicativos. Por tanto

cada Estado miembro deberá velar por que la cuota de energía procedente de fuentes

renovables en su consumo final bruto de energía en 2020 sea equivalente como mínimo

a su objetivo global nacional.

Como se puede observar en el siguiente cuadro son, los países del este y los países

nórdicos, que cuentan con gran cantidad de recursos hídricos y donde la biomasa ha

alcanzada un desarrollo importante, los que se encuentran más cerca de cumplir los

objetivos.


Para garantizar la consecución de estos objetivos, los estados miembros deben

procurar seguir una trayectoria indicativa que les permita avanzar hacia el logro de los

mismos. Estarán obligados a elaborar planes de acción nacionales en materia de

energía renovable que incluyan información sobre objetivos sectoriales, teniendo

presente al mismo tiempo que existen diferentes aplicaciones de la biomasa y que, por

tanto, es esencial movilizar nuevos recursos de biomasa. Los planes de acción

nacionales tendrán que ser presentados a la Comisión antes del 30 de Junio de 2010, y

deberán incluir, además de los objetivos, los mecanismos de apoyo para cada

tecnología, los proyectos conjuntos con otros países y las transferencias estadísticas

programadas, así como las medidas que se van a llevar a cabo para disminuir las

barreras administrativas.

1.2 Mecanismos de apoyo

A fin de alcanzar los objetivos nacionales establecidos en la Directiva, los Estados

miembros podrán aplicar, entre otras, las siguientes medidas:


1.2.1 Sistemas de apoyo nacionales

En la Directiva, no se establecen unos sistemas de apoyo nacionales obligatorios.

Cada país podrá implementar los esquemas de apoyo a las energías renovables que

considere más apropiados para que su consumo final bruto de energía en 2020 sea

equivalente como mínimo a su objetivo nacional establecido en la Directiva.

1.2.2 Mecanismos de flexibilidad y cooperación

Algunos estados miembros pueden tener dificultades para cumplir los objetivos

nacionales establecidos en la Directiva debido a su escaso potencial de renovables. Por

ello, la Directiva establece mecanismos de flexibilidad y cooperación:

Transferencias estadísticas entre Estados miembros.

Proyectos conjuntos entre estados miembros.

Proyectos conjuntos entre estados miembros y terceros países.

Mecanismos de apoyo conjunto.

1.2.2.1 Transferencias estadísticas

Un Estado miembro podrá comprar, de forma estadística (no física), energía

procedente de fuentes renovables a otro Estado miembro. La cantidad transferida se

deberá:

a) restar de la cantidad de energía procedente de fuentes renovables que se

tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento, por el Estado miembro que

realiza la transferencia; y

b) sumar a la cantidad de energía procedente de fuentes renovables que se

tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento, por el Estado miembro que

recibe la transferencia.

Sin embargo, este mecanismo no parece que vaya a resultar muy efectivo ya

que, por un lado, los países importadores no parece que vayan a estar dispuestos a

comprar dichas transferencias hasta 2020 y, en ese momento, probablemente los

países exportadores no dispondrán de excedentes suficientes, si quiere cumplir sus

propios objetivos, para vender transferencias. A no ser que se hubiera incentivado


en exceso en el país exportador en los años previos produciéndose una

sobreinversión. Los consumidores del país exportador estarían financiando esta

sobreinversión, aunque posteriormente éste dinero les sería devuelto al venderse

las transferencias. Sin embargo, la crisis actual y los problemas propios de cada

país, por ejemplo, en España, el déficit tarifario, no parece que vayan a favorecer

que se produzca dicha sobreinversión.

1.2.2.2 Proyectos conjuntos entre Estados miembros

Un estado miembro podrá apoyar proyectos concretos de generación renovable en

otro estado miembro, siempre y cuando dicha generación haya entrado en

funcionamiento o se haya renovado, aumentado su capacidad, después de la fecha de

entrada en vigor de la Directiva.

El acuerdo previo incluirá el tipo de apoyo, el reparto de producción y la

contabilización. En esta cooperación podrán participar operadores privados.

Los Estados miembros notificarán a la Comisión el porcentaje o la cantidad de

energía procedente de renovables producida en todo proyecto conjunto realizado en su

territorio, que deba tenerse en cuenta para el objetivo global nacional de otro Estado

miembro a efectos de evaluar el cumplimiento de los requisitos de la Directiva en

materia de objetivos.

La cantidad de electricidad a partir de fuentes de energía renovables notificada:

a) se restará de la cantidad de electricidad procedente de fuentes renovables

que se tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento por el Estado miembro

que haya emitido la carta de notificación; y

b) se sumará a la cantidad de electricidad procedente de fuentes renovables

que se tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento por el Estado miembro

que haya recibido la carta de notificación.

Este mecanismo de cooperación, al realizarse las negociaciones proyecto a proyecto

entre las administraciones de dos estados miembros, o de un estado miembro y una

empresa privada, no parece que vayan a producir intercambios de grandes

volúmenes de renovables que influyan significativamente en la cuota de renovables de

un estado y, por tanto, en el cumplimiento de los objetivos.


Como ventajas de este mecanismo, destacan que el gobierno no “perdería el

control”, garantizándose así el cumplimiento de los objetivos nacionales como

prioridad frente a la exportación. Además la implantación se estos sistemas sería

compatible con los mecanismo de apoyo nacionales existentes en cada país que no

tendrían que ser modificados.

1.2.2.3 Proyectos en terceros países

Al menos un Estado miembro podrá cooperar con al menos un tercer país en todo

tipo de proyectos conjuntos para la producción de electricidad a partir de fuentes

renovables. En esta cooperación podrán participar operadores privados.

La electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables en terceros

países únicamente se tendrá en cuenta para evaluar el cumplimiento de los objetivos

nacionales establecidos en la Directiva si:

a) la electricidad se consume en la Comunidad. Si la capacidad de la interconexión

fuera insuficiente y los plazos de realización del interconector fueran muy largos, se

podrá tener en cuenta la electricidad producida y consumida en un tercer país siempre

y cuando dicho interconector:

• Se inicie su construcción antes de 2016.

• No pueda entrar en servicio antes de 2020.

• Entre en servicio antes de 2022 y tenga capacidad suficiente para transportar

la energía a la que se refiere el proyecto conjunto.

b) la electricidad se produce en una instalación de nueva construcción que ha

entrado en funcionamiento después de la entrada en vigor de la presente Directiva o

por la capacidad ampliada de una instalación que se ha renovado después de la

entrada en vigor de la presente Directiva; y

c) la cantidad de electricidad producida y exportada no ha recibido ayuda de un

sistema de apoyo de un tercer país distinta de la ayuda a la inversión concedida a la

instalación.

Se notificará a la Comisión el porcentaje o la cantidad de electricidad producidos en

cualquier instalación del territorio de un tercer país, que haya tenerse en cuenta para el

objetivo global nacional de al menos un Estado miembro.


1.2.2.4 Mecanismos de apoyo conjunto

Dos o más Estados miembros podrán decidir voluntariamente reunir o coordinar

parcialmente sus sistemas de apoyo nacionales. En tal caso, una cantidad

determinada de energía procedente de fuentes renovables producida en el territorio de

un Estado miembro participante podrá tenerse en cuenta para el objetivo global

nacional de otro Estado miembro participante.

Algunos ejemplos de mecanismos de apoyo conjunto diseñados por varios estados

miembros podrían ser un feed-in tariff común para electricidad de origen renovable o

un mercado común de certificados verdes.

Estos mecanismos producirían resultados más rápidamente, al intercambiarse

mayores volúmenes de energía, y por tanto serían más efectivos para conseguir que

países con escaso potencial cumplieran sus objetivos. Sin embargo para ello se tendrían

que alinear los sistemas de apoyo en los estados miembros que opten por este

mecanismo de cooperación ya que aunque ambas países dispongan, por ejemplo, de un

mercado de “certificados verdes” hay diferencias que habría que subsanar para

homogeneizar estos mercados y que realmente se intercambiaran volúmenes

importantes. Pero al mismo tiempo, si se lograra a un sistema de apoyo realmente

“común” entre varios estados, el gobierno de dichos estados no tendría poder

suficiente para garantizar el cumplimiento de los objetivos como prioridad frente a la

exportación. Y por tanto podría darse el caso de que un país cuya producción de

energías renovables fuera claramente suficiente para alcanzar su objetivo nacional, al

ser sus exportaciones demasiado elevadas finalmente no lo cumpliera. Por tanto para

evitar esta situación, en caso de existir un mecanismo de apoyo conjunto, habría que

poner algún tipo de restricción a la exportación.

1.3 Garantías de origen

La Directiva considera las garantías de origen únicamente como un mecanismo de

transparencia, con el fin de demostrar a los clientes finales la cuota o la cantidad de

energía renovable de una combinación energética del proveedor de energía.

Los Estados miembros velarán por que se expida una garantía de origen cuando así

lo solicite un productor de electricidad procedente de fuentes de energía renovable. La

garantía de origen corresponderá a un volumen estándar de 1 MWh. Se expedirá como

máximo una garantía de origen por cada unidad de energía producida.


La garantía de origen no tendrá efecto alguno respecto del cumplimiento de los

objetivos por los Estados miembros establecidos en la Directiva. Las transferencias

de garantías, ya se produzcan separadamente de la transferencia física de energía o

conjuntamente con ella, no tendrán efecto alguno en la decisión de los Estados

miembros de utilizar transferencias estadísticas, proyectos conjuntos o sistemas de

apoyo conjuntos para cumplir los objetivos.

Cuando se exija a un proveedor de electricidad que demuestre la cuota o la cantidad

de energía renovable de su combinación, éste podrá hacerlo valiéndose de su garantía

de origen. La cantidad de energía renovable correspondiente a las garantías de origen

transferidas por un proveedor a un tercero se deducirá de la cuota que, en su

combinación energética, representa la energía procedente de fuentes renovables.

1.4 Acceso a las redes de las instalaciones que producen electricidad a partir de

fuentes de energía renovable

Los Estados miembros velarán por que los operadores de sistemas de transporte y de

distribución presentes en su territorio garanticen el transporte y la distribución de

electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables, sin poner en peligro la

fiabilidad y seguridad de la red.

1.4.1 Acceso

Los Estados miembros deberán establecer bien un acceso prioritario o un acceso

garantizado a la red de la electricidad generada a partir de fuentes de energía

renovables;

1.4.2 Interconexión

Cuando gestionen la interconexión de las instalaciones de generación de

electricidad, los operadores de los sistemas de transporte deberán darán prioridad a

aquellas que utilicen fuentes de energía renovables frente a las energías convencionales

en la medida en que el funcionamiento seguro del sistema eléctrico nacional lo permita.

1.4.3 Restricciones

Las restricciones de la electricidad producida por fuentes de energía renovables

pueden suponer que, en parques recientemente instalados, las horas de

0 14

funcionamiento no sean las esperadas y por tanto disminuya la rentabilidad de las

mismas, lo cual podría poner en riego nuevas inversiones.

Por tanto, los Estados miembros velarán por que se adopten las medidas operativas

oportunas en relación con la red y el mercado, con objeto de minimizar las

restricciones de la electricidad producida por fuentes de energía renovables.

Si se adoptan medidas para restringir las fuentes de energía renovables con objeto

de garantizar la seguridad del sistema eléctrico nacional y la seguridad del

abastecimiento, los operadores del sistema responsables deberán informar acerca de

dichas medidas e indiquen las medidas correctoras que tienen la intención de adoptar

para impedir restricciones inadecuadas.

1.4.4 Tarifas de transporte y distribución

Los Estados miembros deberán garantizar que las tarifas del transporte y la

distribución no supongan una discriminación de la electricidad procedente de fuentes

de energía renovables, incluida, en particular, la electricidad generada a partir de

fuentes de energía renovables producida en regiones periféricas, como son las

regiones insulares, y en regiones con escasa densidad de población. Los Estados

miembros garantizarán que las tarifas de transporte y distribución no sean

discriminatorias con respecto al gas procedente de fuentes de energía renovables.

Además estas tarifas deberán reflejar los beneficios realizables en materia de costes

como resultado de la conexión de las instalaciones a la red. Estos beneficios en materia

de costes podrían resultar del uso directo de la red de baja tensión.

Capítulo 2Prospectiva del marco

regulatorio español sobre

energías renovables

2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 16

2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías

renovables

El desarrollo sostenible y la disminución de la dependencia energética exterior han

sido algunos de los elementos centrales de la política energética española en los

últimos años. En España, dada la escasez de recursos fósiles autóctonos, la

dependencia energética del exterior es muy elevada llegando al 81,4 %. Es el séptimo

país de la UE con una mayor dependencia y el cuarto, sin tener en cuenta a Chipre,

Malta y Luxemburgo.

Como instrumentos básicos para reducir esta dependencia y alcanzar los

compromisos adquiridos por España con la firma del protocolo de Kyoto con respecto

a la reducción de las emisiones de efecto invernadero, se ha optado por la utilización

de las energías renovables y la eficiencia en la generación de electricidad.

Este reto supone avanzar en un nuevo modelo con un mayor peso de las energías

renovables en el mix energético. Para lograr hacer competitivas a estas tecnologías es

necesario una marco regulatorio duradero, objetivo y transparente, que garantice una

rentabilidad razonable para los inversores, así como que se internalicen completamente

los costes de energías convencionales, para que se trasmita la señal económica

adecuada a productores y consumidores

En este capítulo se va a analizar la evolución del marco regulatorio español sobre

energías renovables, así como las razones que han motivado los sucesivos cambios en

la normativa, tanto en lo que refiere a los requisitos técnicos y administrativos para la

inclusión de una instalación en el régimen especial como al régimen económico de la

misma.

2.1 Régimen jurídico y económico

El primer Real Decreto sobre producción de energía eléctrica a partir de fuentes de

energía renovables (el único antecedente era el RD 1217/1981, pero éste se refería

únicamente a la producción hidroeléctrica en pequeñas centrales) se aprobó en 1994

con el principal objetivo de aumentar el incentivo económico para este tipo de


instalaciones y así lograr el cumplimiento de los objetivos que se planteaban en el Plan

Energético Nacional 1991-2000.

La aprobación en 1997 de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, en el que se establecía

un nuevo modelo de funcionamiento en cuanto a la producción eléctrica basado en la

libre competencia supuso un hito importante en la política energética de nuestro país.

Además en dicha Ley se reconocía la existencia de un régimen especial de producción

de energía eléctrica, como régimen diferenciado del ordinario.

Esta ley hizo necesaria la elaboración del RD 2818/1998 para tratar de adecuar el

funcionamiento de dicho régimen especial a la nueva regulación e introducción de

competencia. Dicho RD pretendía impulsar el desarrollo de instalaciones de régimen

especial mediante la creación de un marco favorable sin incurrir en situaciones

discriminatorias que pudieran ser limitadoras de una libre competencia, pero

incentivando a aquellas tecnologías que contribuyeran con mayor eficacia a la mejora

de la eficiencia energética, la reducción del consumo y la protección del medio

ambiente.

En 2002 se aprobó un nuevo real decreto, el 841/2002, en el que se desarrollaban los

artículos 17, 18 y 21 del Real Decreto Ley 6/2000 de Medidas Urgentes de

Intensificación de la Competencia En Mercados de Bienes y Servicios, con el doble

objetivo de incentivar a los productores de régimen especial a participar en el mercado

y obligarles a informar de sus previsiones de producción aunque no participaran en

dicho mercado.

Con objeto de unificar éstas y otras normativas de desarrollo de la Ley 54/1997, en

lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial, en particular

en lo referente al régimen económico, se aprobó en 2004 el RD 436/2004. El principal

objetivo era establecer un régimen económico duradero para las instalaciones acogidas

al régimen especial, basado en una metodología de cálculo de la retribución objetiva y

transparente, aprovechando la estabilidad que había venido a proporcionar para el

conjunto del sistema el RD 1432/2002 de metodología para la aprobación de la tarifa

eléctrica media o de referencia.

Además el nuevo Real Decreto pretendía ser compatible con la nueva Directiva

2004/8/CE relativa al fomento de la cogeneración, ya que es más flexible en cuanto a


autoconsumos o potencias instaladas, dando prioridad al fomento de la cogeneración

sobre la base de la demanda de calor útil para reducir la actual dependencia energética

del exterior.

Aunque el crecimiento experimentado por el conjunto del régimen especial de

generación eléctrica tras la aprobación del RD 436/2004 había sido destacable los

objetivos planteados se encontraban, en determinadas tecnologías, lejos de ser

alcanzados. Además, los niveles de precio del mercado en 2005 y 2006 estaban dando

lugar a unas tasas de rentabilidad excesivas para los titulares de instalaciones eólicas

que optaban por vender su energia en el mercado para percibir el precio más la prima.

Todo ello en un contexto de elevado déficit tarifario.

Desde el punto de vista técnico, era necesario regular ciertos aspectos (huecos de

tensión, servicio de reactiva, adscripción a centros de control…) con el fin de garantizar

la seguridad en el sistema eléctrico y una mejor integración de las energías renovables

en el sistema, dado el creciente peso que estas tecnologías estaban adquiriendo en el

mix energético.

En este contexto se elaboró el RD 661/2007, que pretende establecer un marco legal

adecuado que permita alcanzar el objetivo indicativo nacional incluido en la Directiva

2001/77/CE del Parlamento Europeo de 2001, relativa a la promoción de la electricidad

generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la

electricidad, de manera que al menos el 29,4 por ciento del consumo bruto de

electricidad en 2010 provenga de fuentes de energía renovables.

La nueva normativa establece un nuevo marco retributivo mediante el cual

pretende impulsar además el cumplimiento de los objetivos establecidos en el Plan de

Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en

España. Dicho Plan de Energías Renovables 2005-2010, que constituyó la revisión del

Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000-2010, se debió a un

crecimiento de algunas tecnologías inferior al inicialmente previsto y, por otro parte, a

un incremento de la demanda notablemente superior a los escenarios manejados en el

Plan inicial. Se introdujeron importantes modificaciones al alza de los objetivos de

potencia establecidos y, en concreto, el objetivo de potencia eólica en 2010 se amplió de

8.155 MW a 20.155 MW y el objetivo de potencia fotovoltaica de 150 MW a 400 MW.


Esta normativa ha supuesto el impulso definitivo de la energía solar fotovoltaica, ya

que la retribución establecida supone rentabilidades muy elevadas para los inversores,

lo que ha dado lugar a un crecimiento de la potencia instalada muy superior al

esperado. Sólo tres meses después de la entrada en vigor de este real decreto, ya se

había superado el 85% del objetivo de potencia instalada fotovoltaica establecido para

2010 en el Plan de Energías Renovables 2005-2010. En mayo de 2008 la potencia

instalada había alcanzado ya los 1000 MW. En este contexto se elaboró el Real Decreto

1578/2008 que tiene por objeto establecer un nuevo régimen económico para las

instalaciones fotovoltaicas que obtengan su inscripción definitiva en el “Registro

administrativo de instalaciones de producción en régimen especial” con posterioridad

al 29 de septiembre de 2008. La nueva normativa modifica el régimen económico a la

baja, siguiendo la evolución esperada de la tecnología, para asegurar su eficiencia.

2.1.1 Inclusión de una instalación en el régimen especial

2.1.1.1 Real Decreto 2366/1994

El ámbito de aplicación del RD 2366/1994 son aquellas instalaciones de menos de

100 MVA:

Abastecidas únicamente por fuentes de energía renovables no hidráulicas

(solar, eólica, geotérmica…).

Centrales hidroeléctricas cuya potencia aparente no es superior a 10 MVA.

Centrales que utilizan como combustible principal residuos.

Centrales que utilizan como combustible principal biomasa.

Centrales que utilizan energías renovables, residuos o biomasa junto con

combustibles convencionales.

Centrales de cogeneración.


Centrales que utilizan calores residuales procedentes de cualquier

instalación cuya finalidad no es la producción de energía eléctrica.

Exceptuando las energías renovables no hidráulicas y la minihidráulica, el resto de

grupos están obligados a satisfacer unos requisitos de rendimiento energético para

acogerse al Real Decreto 2366/1994.

El RD 2366/1994 establece como requisito necesario para la aplicación a dichas

instalaciones del régimen especial la inscripción de las mismas en el Registro General

de Instalaciones de Producción de Régimen Especial en la Dirección General de la

Energía, a efectos de poder realizar un adecuado seguimiento de la planificación

energética, tanto en lo relativo a potencia instalada como a la evolución de la energía

producida y la energía primaria utilizada. No hay que olvidar que uno de los

objetivos del RD 2366/1994 es mejorar los sistemas de información y seguimiento de

la planificación energética, por lo que en la solicitud para inscribirse en el régimen

especial, el titular de la instalación debe incluir también una evaluación cuantificada de

la energía eléctrica que dicha instalación va a transferir a la red. Además los titulares o

explotadores deben enviar cada año una memoria resumen del año anterior, en el que

incluyan la energía generada por la instalación así como la consumida.

Las instalaciones acogidas a este RD deberán utilizar en sus instalaciones la energía

procedente de sus generadores, vertiendo a la red únicamente sus excedentes. Las

empresas distribuidoras están obligadas a adquirir dichos excedentes, siempre que sea

posible su absorción por la red. Si hubiera circunstancias que impidieran técnicamente

dicha absorción, el órgano competente fijará un plazo para subsanarlas, asumiendo el

titular o explotador de la instalación los costes de las modificaciones si éstas fueran

exclusivamente para su servicio.

La energía suministrada a la red de la empresa distribuidora debe ser entregada en

condiciones técnicas adecuadas y tener un factor de potencia lo más próximo posible a

la unidad. Además los productores deberán cortar la conexión con la red de la empresa

distribuidora, si por causas de fuerza mayor u otras, debidamente justificadas, la

empresa distribuidora lo solicita, pero las condiciones de servicio normal deberán

restablecerse lo más rápidamente posible.


2.1.1.2 Real Decreto 2818/1998

La nueva normativa modifica los términos de los umbrales de potencia, limitando la

capacidad máxima de las instalaciones con derecho a acogerse a este Real Decreto a

50 MW.

Además, el RD 2818/1998 establece nuevas clasificaciones dentro de algunos grupos

de la normativa anterior según el tipo de biomasa (primaria, secundaria o combinación

de ambos con combustibles convencionales), el tipo de residuo (urbanos, agrícolas,

ganaderos, de servicios y otros residuos) o el tamaño de la central hidroeléctrica

(centrales cuya potencia no sea superior a 10 MW y centrales con una potencia

comprendida entre 10 MW y 50 MW).

En lo que respecta a la aplicación a dichas instalaciones del régimen especial, es

requisito necesario la inscripción en el “Registro Administrativo de Instalaciones de

Producción en Régimen Especial” sección constituida en el “Registro Administrativo

de Instalaciones de Producción en Régimen Especial” a que se refiere la Ley del sector

Eléctrico de 1997. Dicho procedimiento de inscripción consta de una fase de inscripción

previa y otra de inscripción definitiva y, en la misma línea que en la anterior

normativa, pretende lograr un adecuado seguimiento del régimen especial, ya que la

gestión y el control de la percepción de las primas establecidas en este Real Decreto es

un factor clave para el conjunto del sistema eléctrico.

Las instalaciones acogidas a este Real Decreto únicamente podrán verter a la red sus

excedentes, excepto las solares, eólicas, geotérmica y de las mareas y las hidroeléctricas

de menos de 50 MW para las que la nueva normativa establece que podrán verter a la

red la totalidad de su producción. Las empresas distribuidoras estarán obligadas a

adquirir dicha producción, siempre que sea posible su absorción por la red. Al igual

que en la anterior normativa, se establece que la energía suministrada a la red de la

empresa distribuidora deberá ser entregada en condiciones técnicas adecuadas y tener

un factor de potencia lo más próximo posible a la unidad

Las instalaciones podrán optar por vender su energía en el mercado de

producción de energía eléctrica o formalizar contratos bilaterales físicos. Los

productores que opten por participar en el mercado recibirán primas únicamente por la

energía casada.


El nuevo Real Decreto obliga a las centrales de cogeneración, biomasa y residuos

con potencias superiores a 10 MW a comunicar a la empresa distribuidora, a título

informativo, los excedentes eléctricos previstos en cada uno de los períodos de

programación del mercado.

El Real Decreto 2818/1998 introduce nuevos normas en cuanto a la conexión a la red

de este tipo de instalaciones: la potencia total de la instalación no podrá superar el 50%

de la capacidad de la línea en el punto de conexión o si dicha instalación está conectada

directamente a una subestación no podrá superar el 50% de la capacidad de

transformación instalada para ese nivel de tensión. Además las instalaciones de

potencia superior a 5 MW dotadas de generadores síncronos deberán estar equipadas

de sistemas de desconexión automática para evitar alteraciones en la red.

2.1.1.3 Real Decreto 841/2002

Tras la aprobación del Real Decreto Ley 6/2000, en el que se establecían medidas

para fomentar la competencia tras la reciente liberalización, era necesario un nuevo

Real Decreto que desarrollase dicha ley en lo que a instalaciones de régimen especial se

refiere.

El Real Decreto 841/2002 tiene por objeto incentivar la participación en el mercado

de las instalaciones acogidas al Real Decreto 2818/1998. Por tanto, pertenecen al

ámbito de aplicación del mismo las mismas instalaciones que lo eran a aquel, con la

única diferencia de que en la nueva normativa se distinguen dos grupos dentro de la

energía solar: energía fotovoltaica y térmica, que recibirán primas distintas, por

considerarse para las instalaciones fotovoltaicas una mayor necesidad de incentivo.

2.1.1.4 Real Decreto 436/2004

La nueva normativa distingue dos subgrupos dentro las instalaciones eólicas, las

ubicadas en tierra y las ubicadas en el mar, estableciéndose para ambas los mismos

incentivos. Las instalaciones de cogeneración también se subdividen distinguiéndose

entre aquéllas que utilizan como combustible el gas natural, siempre que éste suponga

al menos el 95% de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico

inferior, y el resto de cogeneraciones. La nueva normativa también reconoce dentro de


su ámbito de aplicación la energía oceanotérmica y la de las corrientes marinas,

incluyéndolas en el mismo grupo que la energía geotérmica y de las olas y las mareas.

Por tanto las instalaciones que podrán acogerse al régimen especial según este Real

Decreto serían las mostradas en el cuadro siguiente:

El RD 436/2004 es más flexible en cuanto a los requerimientos a las centrales de

biomasa, reduciendo los porcentajes que tiene que suponer la misma para considerarse

combustible principal y poder acogerse a este RD.

Para poder acogerse a este RD, las instalaciones deberán inscribirse en el “Registro

Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial”, siguiendo el

mismo proceso que establecía el real decreto anterior.

A diferencia de la normativa anterior, en el nuevo RD todas las instalaciones con

potencias superiores a 10 MW deberán comunicar a la distribuidora una previsión

de su producción de energía eléctrica en cada uno de los períodos de programación.

En caso de que se observen desviaciones respecto a lo previsto, se podrán formular

correcciones a dicho programa con una antelación de una hora al inicio de cada

mercado intradiario.

En lo que respecta a la conexión a la red se mantiene los criterios establecidos en el

Real Decreto 2818/1998.


2.1.1.5 Real Decreto 661/2007

Uno de los objetivos clave del RD 661/2007 es impulsar definitivamente la

cogeneración como herramienta de ahorro y eficiencia energética para el país, y así

poder cumplir con los objetivos de ahorro energético y de reducción de emisiones

fijados en el protocolo de Kyoto.

El procedimiento para que una instalación se acoja al régimen especial, es muy

similar al establecido en la anterior normativa. El primer paso es solicitar ante la

Administración competente su inclusión en una de las categorías o subgrupos.

Además, deberá hacerse una evaluación cuantitativa de la energía eléctrica que va a ser

transferida en su caso a la red. Después, se procederá a la presentación de la solicitud

acompañada de toda la documentación acreditativa de los requisitos. Finalmente se

dirigirá la inscripción al órgano correspondiente junto con todos los contratos y

certificados pertinentes. Una novedad que introduce este real decreto es que establece

como requisito indispensable para obtener la autorización de la instalación que ésta

obtenga previamente los derechos de acceso y conexión a las redes de transporte o

distribución correspondientes.

Como mejora sustancial frente al marco anterior, se permite la hibridación, es decir,

que las instalaciones de tecnología solar termoeléctrica utilicen biomasa como

combustible en aquellos períodos que no existe radiación solar e, igualmente, las

instalaciones que utilicen como combustible cultivos energéticos puedan utilizar, por

ejemplo, residuos forestales para compensar periodos de escaso suministro y así

garantizar en ambos casos una utilización más eficiente de las plantas y un mayor

desarrollo de estas tecnologías.

Dado el crecimiento experimentado por el régimen especial, así como la

experiencia acumulada de las anteriores normativas, la nueva normativa también

introduce algunos cambios desde el punto de vista técnico, regulando ciertos

aspectos para garantizar la seguridad del sistema y permitir la máxima integración de

energía eólica en el sistema eléctrico, minimizando las restricciones a la producción de

dicha generación.

Con este fin se exige que los nuevos parques eólicos sean capaces de mantenerse

conectados a la red ante un hueco de tensión en la misma, contribuyendo, al igual que


otras tecnologías, a la resolución del problema y a la seguridad y estabilidad del

sistema. Los parques existentes que sean capaces de adaptarse a esta nueva exigencia

tendrán derecho a percibir un complemento durante cinco años. Esta medida es

necesaria ya que hace algunos años la desconexión de pequeños parques eólicos

conectados al sistema local de distribución no suponía un peligro para la seguridad del

sistema, pero, en el contexto moderno español, con agrupaciones de parques eólicos de

más de 200 MW la pérdida de esa potencia ante un hueco de tensión si es muy

significativa. Según la AEE, las nuevas instalaciones eólicas podrán cumplir con este

requerimiento técnico ya que los aerogeneradores han evolucionado mucho desde los

años 80 y son capaces de soportar huecos transitorios de mucha mayor magnitud que

hace algunos años, en torno al 20% de la tensión nominal. Los principales fabricantes,

Vestas y Gamesa Eólica, también han asegurado que sus aerogeneradores están ya

preparados para soportar los huecos de tensión.

Además, con el fin de garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico, la nueva

normativa obliga a todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior

a 10 MW a estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como

interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de

las instalaciones. Los costes de instalación y mantenimiento de dichos centros de

control correrán a cargo de las instalaciones adscritas a los mismos.

2.1.1.6 Real Decreto 1578/2008

Pertenecen al ámbito de aplicación de este real decreto las instalaciones

fotovoltaicas que obtengan su inscripción definitiva en el “Registro administrativo de

instalaciones de producción en régimen especial” con posterioridad al 29 de

septiembre de 2008, fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto

661/2007 para dicha tecnología.

La nueva normativa establece los siguientes tipos y subtipos dentro de las

instalaciones fotovoltaicas:

Instalaciones integradas en edificios, ya sea en fachadas o sobre cubiertas.

• Con una potencia inferior o igual a 20 kW

• Con una potencia superior a 20 kW


Instalaciones fotovoltaicas no incluidas en el grupo anterior

Para acogerse al régimen económico establecido en este real decreto, será requisito

indispensable la inscripción en una nueva sub-sección del “Registro administrativo de

instalaciones de producción de energía eléctrica”, denominada “Registro de

preasignación de retribución”. Habrá cuatro convocatorias al año para la inscripción

en dicho registro y se propone un objetivo anual de potencia, que el primer año será de

500 MW, y que se distribuirá entre dichas convocatorias. Se establecen unos cupos de

potencia por tipo y subtipo para cada convocatoria que estarán constituidos por las

potencias base, y, en caso de que no se hubiera cubierto el cupo de potencia en la

convocatoria anterior, por las potencias adicionales traspasadas o incorporadas.

Una vez ordenadas las solicitudes en los distintos tipos y subtipos se procederá a la

asignación de retribución empezando, por las fechas mas antiguas y hasta que sean

cubiertos los cupos de potencia para esa convocatoria. La ultima solicitud que sea

aceptada será aquella, para la cual, su no consideración supondría la no cobertura del

cupo previsto, aunque se supere la potencia establecida en dicho cupo.

El Real Decreto 1578/2008 establece una nueva definición de potencia para

conseguir mayor precisión en el computo de la potencia de cada instalación

fotovoltaica y así evitar la parcelación de una única instalación en varias de menor

tamaño, con el objetivo de obtener un marco retributivo mas favorable, práctica que

se había venido produciendo desde la entrada en vigor del Real Decreto 661/2007

dadas las condiciones económicas más favorables que establecía dicha normativa para

las instalaciones de menos de 100 kW.

Dadas las irregularidades que se habían venido observando, el Real Decreto

1578/2008 establece que se realizarán inspecciones periódicas y aleatorias a las

instalaciones objeto de dicho normativa para verificar que cumplen los requisitos

exigidos, así como la veracidad de los datos aportados durante el procedimiento de

inscripción.


2.1.2 Régimen económico

2.1.2.1 Real Decreto 2366/1994

En 1994, la experiencia adquirida, el grado de desarrollo en el que se encontraban

este tipo de instalaciones, la creciente dimensión de las plantas y su mayor incidencia

en la explotación unificada aconsejaban realizar una actualización de la normativa

vigente en ese momento, y en particular del régimen económico.

En este contexto se aprobó el RD 2366/1994 que tiene por objeto adecuar el

régimen económico referente a las instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables al régimen tarifario y a la

realidad vigente en ese momento, marcada por una creciente participación de plantas

de cogeneración con cada vez mayores potencias.

A partir de la entrada en vigor de la nueva normativa el precio medio de la energía

establecido que estaban obligados a abonar las empresas distribuidoras a los

productores de régimen especial tendrá en cuenta los costes evitados al sector eléctrico

por concepto de generación, transporte y distribución a través de un coeficiente Kf,

siendo la facturación total la resultante de la aplicación de la siguiente fórmula:

FT = (PF * Tp + Ec Te ± DH ± ER) Kf - AI

en la que

FT = Facturación en pesetas.

PF = Potencia a facturar expresada en kW

Tp = Precio de la potencia

Ec = Energía cedida en kWh.

Te = Precio de la energía

DH = Complemento por discriminación horaria.

ER = Complemento por energía reactiva.


Kf = Coeficiente relativo a los costes evitados

AI = Abono por incumplimiento de potencia

Como se puede observar el precio de venta de la energía cedida tiene una

estructura binómica, estando compuesto por un término de facturación de la potencia

y otro de la energía cedida y, cuando proceda, por recargos o descuentos como

consecuencia de la discriminación horaria o el factor de potencia (que deberá ser lo

más próximo posible a la unidad).

El abono por incumplimiento de potencia sólo es aplicable a centrales que utilizan

como combustible principal residuos, centrales de cogeneración o aquéllas que

utilizan calores residuales, mientras que están exentos de fijar potencias garantizadas

aquellas instalaciones abastecidas únicamente por fuentes renovables no hidráulicas e

hidráulicas de potencia aparente inferior a 10 MVA.

2.1.2.2 Real Decreto 2818/1998

El RD 2366/1994 quedó obsoleto tras la liberalización del mercado eléctrico español

en 1997. La ley 54/1997 del Sector Eléctrico estableció los principios de un nuevo

modelo basado en la libre competencia en generación. Para hacer compatible está

competencia en el mercado, con un desarrollo sostenible que permitiera cumplir los

requisitos adquiridos por España en la reducción de emisiones, dicha Ley establecía la

existencia de un régimen especial de producción de energía eléctrica, como régimen

diferenciado del ordinario.

En este contexto se aprobó el RD 2818/1998 que establece un sistema de incentivos

para aquellas instalaciones de régimen especial con potencia igual o inferior a 50

MW, necesario para situar a las mismas en posición de competencia en un mercado

libre. Para las instalaciones basadas en energías renovables y de residuos, dicho

sistema de incentivos no tiene límite temporal ya que, por sus especiales características

y nivel tecnológico, los mayores costes de este tipo de instalaciones no les permiten la

competencia en un mercado libre.

La retribución establecida en el RD 2818/1998 era:

R = Pm + Pr ± ER


siendo:

R = retribución en pesetas/kWh.

Pm = precio final horario medio de mercado en cada hora.

Pr = prima.

ER = complemento por energía reactiva.

Para instalaciones hidráulicas de entre 10 y 50 MW y para centrales de cogeneración

las primas establecidas en el RD 2818/1998 son función de la potencia instalada. Las

primas destinadas a las instalaciones abastecidas por fuentes de energía procedentes de

los residuos también dependen de la potencia de dichas instalaciones, excepto aquellas

de tratamiento de purines cuya potencia sea menor 15 MW y de tratamiento de lodos

cuya potencia sea inferior a 10 MW, que recibirán 3,90 pesetas por kWh. Para el resto

de instalaciones acogidas al régimen especial, las primas establecidas tienen un valor

independiente de la potencia instalada que varía alrededor de los 5 pesetas por kWh

según el tipo de instalación (eólica, geotérmica, biomasa…). Para el caso de la energía

solar, al ser la más costosa y por tanto la que necesita una mayor inversión para

alcanzar la madurez tecnológica, la prima asciende a 60 pesetas por kWh para

instalaciones de hasta 5kW y 30 pesetas por kWh para el resto de instalaciones solares.

Las instalaciones solares, eólicas, aquellas que únicamente utilizan como energía

primaria la geotérmica, la de las olas y las mareas, así como la de las rocas calientes y

secas y las que utilizan como combustible principal biomasa primaria (vegetales de

crecimiento menor de un año) pueden optar por no aplicar las primas comentadas y

recibir en todas las horas un precio total establecido que dependía de la tecnología.

2.1.2.3 Real Decreto 841/2002

El Real Decreto Ley 6/2000 de Medidas Urgentes de Intensificación de la

Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, entre otros aspectos, introduce

mejoras en la regulación de los incentivos de acceso al mercado de los productores en

régimen especial, así como las obligaciones de entrega del programa de cesión de

energía para los productores que no participan en el mercado. El Real Decreto


841/2002 desarrolla lo dispuesto en dicho Real Decreto Ley en lo referente al régimen

especial.

Este RD es de aplicación para las centrales de más de 1MW reguladas en RD

2818/1998 y, aunque no obliga a las instalaciones de menos de 50MW a vender su

energía en el mercado, sí pretende incentivar su participación en el mismo

estableciendo la siguiente retribución para las instalaciones que participaran en el

mercado:

• El precio obtenido de la casación en el mercado diario y en los mercados

intradiarios.

• La retribución por la prestación de servicios en los mercados de operación

del sistema: solución de restricciones técnicas, resolución de desvíos

generación consumo y servicios complementarios.

• Retribución por garantía de potencia.

• Las correcciones que se hayan producido como consecuencia de las

desviaciones con respecto a la programación horaria final. De esta forma se

mejora la predicción de la energía eléctrica, porque la penalización por

desvío es más fuerte y más eficiente.

• Además, al estar dichas instalaciones acogidas al RD 2818/1998, percibirán

las primas establecidas en dicho RD, que deben ser pagadas mensualmente

por el distribuidor. Las únicas primas que se modifican con respecto a dicho

RD son las correspondientes a la energía solar, distinguiéndose dos grupos:

fotovoltaica y térmica. Para la fotovoltaica se mantiene la misma prima que

se fijo en 1998 para la energía solar en su conjunto, mientras que para la

térmica se reduce a 20 pesetas/kWh.

Para una mejor predicción de la energía eléctrica y en desarrollo de lo establecido en

el artículo 18 del Real Decreto Ley 6/2000, el Real Decreto 841/2002 obliga a las

instalaciones pertenecientes a los grupos de cogeneración, biomasa y residuos, cuando

no participen en el mercado de producción y su potencia fuera superior a 10 MW, a

comunicar la previsión de excedentes, debiendo los grupos de cogeneración asumir los


costes de desvío siempre que la desviación resultase superior, tanto al alza como a la

baja, al 5%.

2.1.2.4 Real Decreto 436/2004

En 1994 el desarrollo sostenible era considerado cada vez más un elemento clave en

la política económica de cualquier gobierno. España disponía del potencial de

renovables suficiente pero era necesario establecer un régimen económico estable y

objetivo que contribuyera a fomentar la inversión en este tipo de instalaciones para

lograr la consecución de los objetivos de potencia instalada previstos en el Plan de

fomento de energías renovables 2000-2010, así como el objetivo fijado en la Ley

54/1997, de que en el año 2010 las fuentes de energía renovable cubrieran, al menos, el

12 % del total de la demanda energética en España.

Finalmente se estableció un sistema que aprovechaba la estabilidad que había

proporcionado, para el conjunto del sistema, el Real Decreto 1432/2002, de

metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de referencia, fijando los

incentivos como un porcentaje de dicha tarifa.

El Real Decreto 436/2004 establece que el titular de la instalación, puede optar por:

• Vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor,

percibiendo por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única

para todos los períodos de programación, definida como un porcentaje de la

tarifa eléctrica media o de referencia y que, por tanto, indirectamente, está

basada en el precio del mercado de producción. Dicho porcentaje, para la

energía eólica, energía geotérmica, de las olas, de las mareas, de las rocas

calientes y secas, oceanotérmica, energía de las corrientes marinas, centrales

hidráulicas de menos de 50 MW y centrales que utilicen como combustible

principal biomasa estaba comprendido dentro de una banda entre el 80 % y

el 90 % de la tarifa eléctrica media o de referencia, mientras que para las

instalaciones fotovoltaicas y térmicas alcanzaba valores del 575% y el 300%

respectivamente. Por tanto en este RD se sigue considerando la energía solar,

especialmente la fotovoltaica, como una tecnología todavía inmadura y muy

costosa, y que por tanto requiere incentivos más elevados para atraer la


inversión y llegar a ser competitiva. Las tarifas reguladas serán facturadas y

liquidadas a la empresa distribuidora.

• Vender dicha producción o excedentes directamente en el mercado diario,

en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en

este caso el precio negociado en el mercado, más un incentivo por

participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a

percibirla. Este incentivo y esta prima complementaria se definen también

genéricamente como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de

referencia, si bien posteriormente se concreta, caso por caso, teniendo en

cuenta los criterios a que se refiere el artículo 30.4 de la Ley 54/1997, de 27

de noviembre, del sector eléctrico. Las primas y los incentivos serán

facturados y liquidados a la empresa distribuidora, al igual que en el RD

2818/1998.

Este RD introdujo otra novedad: establecía unos objetivos de potencia instalada

para cada tecnología y una vez alcanzado dicho objetivo se procedería a la

revisión de la cuantía de las tarifas, primas e incentivos.

Cualquiera que fuera el mecanismo retributivo por el que se optara, el Real

Decreto garantizaba a los titulares de instalaciones en régimen especial una

retribución razonable para sus inversiones, si bien se incentivaba la

participación en el mercado al considerarse que con ello se lograba una menor

intervención administrativa en la fijación de los precios de la electricidad.

Además la participación en el mercado implica una mejor y más eficiente

imputación de los costes del sistema, en especial en lo referido a gestión de

desvíos y a la prestación de servicios complementarios.

En lo que respecta a la gestión de los desvíos para las instalaciones que vayan a

tarifa, todos los titulares de instalaciones de más de 10 MW (en 2002 sólo tenían

dicha obligación las centrales de cogeneración, biomasa y residuos) deberán

comunicar a la distribuidora una previsión de la energía eléctrica a ceder a la

red y cuando su producción real se desvíe más de la tolerancia permitida

respecto a su previsión ( 20% para eólicos y fotovoltaicos y 5% para el resto de

tecnologías) deberán soportar un coste de desvío que será función de la tarifa

eléctrica media o de referencia.


2.1.2.5 Real Decreto 661/2007

El nuevo régimen económico se desliga de la Tarifa Eléctrica Media o de

Referencia utilizada hasta el momento y sigue incentivando la participación en el

mercado mediante un sistema análogo al contemplado en el Real Decreto 436/2004 en

el que el titular de la instalación puede optar por vender su energía a una tarifa

regulada, única para todos los periodos de programación, o bien vender dicha energía

directamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato

bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado mas una prima

(desaparece el incentivo económico establecido en la anterior normativa). En este

último caso introduce, para determinadas tecnologías, entre ellas la eólica, una

novedad conocida con el término de “cap and floor”. Dicho término se refiere a que se

establecen unos límites inferior y superior para la suma del precio horario del

mercado diario más la prima y, por tanto, dicha prima será variable en función del

precio del mercado resultante en cada hora. De esta forma se pretende eliminar la

prima cuando el precio del mercado sea suficientemente elevado para garantizar una

rentabilidad razonable, y proteger al promotor cuando los ingresos derivados del

precio del mercado fueran excesivamente bajos.

Todas las instalaciones acogidas a este real decreto, independientemente de la

opción de venta que elijan, recibirán un complemento por energía reactiva. La

normativa anterior también establecía este complemento, pero en este caso las

instalaciones de potencia igual o superior a 10 MW deberán cumplir además con las

instrucciones que reciban del operador del sistema para modificar temporalmente el

valor mantenido, aplicándose en ese caso la máxima bonificación mientras que se

aplicará la máxima penalización contemplada en este real decreto en caso de

incumplimiento de las mismas. Al igual que en el Real Decreto 436/2004, las

instalaciones que opten por vender su energía en el mercado podrán, si así lo desean,

renunciar a este complemento y participar en el procedimiento de control de tensión

vigente. Conforme a dicho procedimiento, las centrales tienen que suministrar un

mínimo de energía reactiva, por el que no perciben retribución alguna. Se está

elaborando una normativa para que las instalaciones cuya energía reactiva sea mayor

que dicho mínimo reciban una tarifa regulada por la diferencia entre su producción de

energía reactiva y los requisitos mínimos. Pero está tarifa regulada todavía no ha

entrado en vigor y por tanto las instalaciones de régimen especial optan por el


complemento de energía reactiva, renunciando a participar en el procedimiento de

control de tensión vigente.

El Real Decreto 661/2007 establece un nuevo complemento para incentivar la

eficiencia de aquellas instalaciones a las que les sea exigible el cumplimiento del

rendimiento eléctrico equivalente y aquellas cogeneraciones con potencia instalada

mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW. Las instalaciones que pertenezcan a

estos grupos que acrediten un rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo

establecido en este real decreto percibirán un complemento que será función directa

del ahorro de energía primaria con respecto a dichos requisitos mínimos.

Además la nueva normativa establece una prima para ciertas instalaciones de

tecnologías asimilables al régimen especial pero que por lo elevado de su potencia

deban estar incluidas en el régimen ordinario, o bien, instalaciones térmicas

convencionales que utilicen biomasa o biogás con objeto de fomentar su implantación.

Los importes de las tarifas, prima, complementos y límites superior e inferior del

precio total que pueden percibir las instalaciones acogidas a este real decreto, que

utilizan como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles,

biomasa o biocarburantes así como aquellas cogeneraciones que utilicen como

combustible principal biomasa o biogás, se actualizarán anualmente tomando como

referencia el IPC menos 0,25 hasta 31 de diciembre 2012 y menos 0,50 a partir de

entonces.

La nueva normativa establece que las tarifas reguladas, primas y complementos se

liquiden con la Comisión Nacional de la Energía. Hasta entonces, dicha función

correspondía a la empresa distribuidora, cuya retribución quedaba sometida al riesgo

inducido por los desvíos frecuentes de este tipo de instalaciones frente a las

previsiones.

Las disposiciones de este Real Decreto no tienen carácter retroactivo. Las

instalaciones que se pongan en funcionamiento hasta el 1 de enero de 2008 podrán

mantenerse acogidas a la regulación anterior en la opción de tarifa fija durante toda su

vida útil. Cuando participen en el mercado, podrán mantener su regulación anterior

hasta el 31 de diciembre de 2012. Voluntariamente, estas instalaciones podrán optar

por acogerse a este nuevo Real Decreto desde su publicación. Con la eliminación de la


retroactividad, se quiere proporcionar estabilidad al sector, aportando así seguridad

jurídica para el productor. Si los precios se hubieran mantenido tan elevados como en

2006, la mayoría de las instalaciones ya existentes que vendieran su energía en el

mercado diario hubieran optado por permanecer acogidas al régimen económico

anterior, en el que no había límite superior para el precio final de la energía, pero la

caída de los precios en 2007 hizo que resultara más atractivo acogerse al nuevo Real

Decreto para proteger sus ingresos ante la caída de los precios del mercado.

En el Real Decreto 661/2007 se establecen unos objetivos de potencia instalada

coincidentes con los del Plan de Energías Renovables 2005-2010. Una vez que se

alcance el 85 por ciento del objetivo de potencia para un grupo o subgrupo se

establecerá el plazo máximo que tendrán las nuevas instalaciones que desean

acogerse a este real decreto para ser inscritas en el Registro administrativo de

instalaciones de producción en régimen especial y tener derecho a la prima o, en su

caso, tarifa regulada establecida en este real decreto para dicho grupo o subgrupo.

En los que respecta a la gestión de desvíos las instalaciones que se acojan a la tarifa

regulada, realizarán también la venta de su energía a través del sistema de ofertas

gestionado por el operador de mercado a efectos de cuantificar los desvíos y proceder

a liquidar los mismos en caso de que se hayan producido. El coste del desvío será el

fijado en el mercado organizado para cada periodo de programación y se repercutirá

sobre la diferencia, en valor absoluto, entre la producción real y la previsión. Las

únicas instalaciones que, estando acogidas a la tarifa regulada, estarán exentas del

pago del coste de desvíos serán aquellas que no están obligadas a disponer de equipos

de medida horaria, de acuerdo con el “Reglamento de puntos de medida de los

consumos y tránsitos de energía eléctrica”.

2.1.2.6 Real Decreto 1578/2008

El régimen económico que establecía el Real Decreto 661/2007 para la tecnología

solar fotovoltaica era muy favorable para los inversores y dio lugar a un crecimiento


de la potencia instalada muy superior al esperado, alcanzando en 2008 las previsiones

para el año 2016.

Tras anunciarse en septiembre de 2007, que, al haberse superado el 85% del objetivo

de potencia para dicha tecnología, los inversores que quisieran acogerse al régimen

económico establecido en el Real Decreto 661/2007 disponían de un año para la puesta

en marcha de nuevas instalaciones, ya que a partir de entonces se procedería a la

revisión de las tarifas, esta crecimiento se volvió todavía más acusado, instalándose en

2008 casi 2.300 MW. Con este incremento la potencia fotovoltaica instalada superaba ya

los 2970 MW, cuando dos años antes sólo había instalados 145 MW.

Fuente CNE

En este contexto se elaboró el Real Decreto 1578/2008 tiene por objeto establecer un

nuevo régimen económico para las instalaciones fotovoltaicas que estimule la

evolución tecnológica y la competitividad, de forma que la retribución sea suficiente

para garantizar las inversiones, pero no excesiva, ya que esto podría repercutir de

manera significativa en los costes del sistema eléctrico y desincentivaría la apuesta por

la investigación y el desarrollo. Por ello, siguiendo la evolución esperada de la

tecnología, introduce un nuevo esquema retributivo basado en el establecimiento de

cupos anuales de potencia a instalar con varias subastas anuales en las cuales la

prima ofrecida refleja la oferta del mercado para estas instalaciones. Las

instalaciones calificadas quedan inscritas en un nuevo Registro de pre asignación de

Potencia solar FV Instalada (MW)

1 2 2 4 7 12 23 47 145

692

2.973

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


la retribución, de forma que queda más controlada la capacidad en planificada o en

desarrollo.

El nuevo régimen económico pretende reconocer las ventajas que ofrecen las

instalaciones integradas en edificios, ya sea en fachadas o sobre cubiertas, por tratarse

de generación distribuida, porque no aumentan la ocupación de territorio y por su

contribución a la difusión social de las energías renovables. Por ello establece un

régimen retributivo más favorable para las instalaciones integradas en edificios con

una potencia instalada menor o igual a 20 kW, percibiendo éstas 340€/MWh.

Además la nueva normativa no establece unos objetivos de potencia fijos, sino

que éstos, al igual que los tarifas, irán evolucionando de forma coordinada con las

mejoras tecnológicas. Para ello se establecen unos mecanismos de ajuste de precios y

de potencia:

Si en una convocatoria se cubre más del 75% del cupo de potencia para alguna

de las tres categorías, la tarifa establecida para dicha categoría en la siguiente

convocatoria disminuirá. Por el contrario si durante dos convocatorias seguidas

se cubre menos del 50% del cupo, la tarifa aumentará.

Cada año, las potencias base se incrementarán o reducirán en la misma tasa

porcentual acumulada que se reduzca o incremente, respectivamente, la

retribución correspondiente a las convocatorias celebradas durante el año

anterior.

Por tanto, el objetivo anual de potencia que propone este real decreto evolucionará

al alza de manera coordinada con las mejoras tecnológicas, en lugar de utilizar la

potencia total acumulada para fijar los límites como establecía el Real Decreto

661/2007.

2.2 Acceso y conexión a red

Una vez analizado como ha evolucionado el marco regulatorio español desde el

punto de vista del régimen jurídico y económico al que están acogidas este tipo de

instalaciones, no hay que olvidar la importancia de la regulación relativa al acceso y


conexión a red de dichas instalaciones. Para que las instalaciones puedan verter su

energía a la red y así recibir las primas establecidas para este tipo de tecnologías, será

requisito indispensable que dispongan de acceso y conexión a la red.

En este apartado se analizará la evolución del marco regulatorio de acceso y

conexión a la red.

La Orden de 5 de septiembre de 1985, ya derogada, constituye una de las primeras

normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y la conexión a las redes

eléctricas de plantas de generación. Su ámbito de aplicación son las centrales

hidroeléctricas de hasta 5000 kVA y las centrales de autogeneración eléctrica.

Estas normas tienen como objeto evitar la transferencia de averías a las redes

públicas, mediante el uso de protecciones, así como la correcta explotación y medición

y la normalización de equipos e instalaciones.

Dicha orden establece que las protecciones deberán incluir tres relés de mínima

tensión (0,85Un) así como un relé de máxima y mínima frecuencia (49-51Hz). Esta

obligación ha tenido una importante repercusión en el sector eólico, al desconectarse

este tipo de instalaciones ante huecos de tención o variaciones de frecuencia. En el

capítulo de incidentes relacionados con el régimen especial se comentará un caso

ocurrido el 4 de noviembre de 2006 en el que debido a ésta obligación se desconectaron

un número importante de instalaciones eólicas, poniéndose en peligro la seguridad del

sistema. Además la orden del 5 de septiembre establece que, si se produjera un fallo y

actuarán las protecciones, la reconexión no se hará hasta que no exista una tensión

superior al 85% de la nominal y haya transcurrido un tiempo no inferior a tres

minutos.

Como ya se ha visto en apartados anteriores, la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico

introdujo un modelo liberalizado que supuso un hito en la política energética española.

Para adecuar el régimen especial a este nuevo modelo se elaboró el RD 2818/1998, que

establecía que las instalaciones solares tendrían unas condiciones administrativas y

técnicas específicas para su conexión a la red eléctrica. Para desarrollar dichas normas

se elaboró el Real Decreto 1663/2000, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas de

potencia nominal no superior a 100kVA a la red de baja tensión (menos de 1 kV).


En el contexto de un nuevo modelo del sistema eléctrico español era necesario

establecer un marco legal adecuado para las actividades de transporte, distribución y

comercialización. Con este propósito se elaboró el Real Decreto 1955/2000 que tiene

por objeto establecer un régimen jurídico aplicable a las actividades de transporte,

distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de

instalaciones de energía eléctrica acorde con el nuevo modelo establecido en la Ley

54/1997 basado en la libre competencia en cuanto a la producción de energía eléctrica.

En este nuevo sistema liberalizado, la planificación tendrá carácter indicativo, salvo en

los que se refiere a instalaciones de transporte de energía eléctrica, al mantenerse ésta

como una actividad regulada, al igual que la distribución. El gestor de la red de

transporte y operador del sistema será “Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima”.

Según el Real Decreto 1955/2000 todos los productores tendrán derecho de acceso

a la red de transporte y éste derecho sólo podrá ser restringido si, atendiendo a

criterios de seguridad, regularidad o calidad de suministro, no hubiera capacidad

suficiente. El sistema eléctrico español se asienta sobre la base de la no existencia de

reserva de capacidad de red, no implicando la precedencia temporal en la conexión

una consecuente preferencia de acceso.

Las nuevas instalaciones que deseen conectarse a la red de transporte o aquéllas ya

existentes que deseen ampliar su potencia deberán, en primer lugar, realizar una

solicitud de acceso al operador del sistema y gestor de la red de transporte, es decir, a

Red Eléctrica. Dicha solicitud contendrá la información necesaria para que Red

Eléctrica pueda realizar los estudios pertinentes para establecer si en el punto de

conexión requerido existe suficiente capacidad de acceso a la red de transporte,

teniendo en cuenta criterios de seguridad y funcionamiento del sistema y los planes de

desarrollo de la red de transporte.

Una vez obtenido el informe favorable de Red Eléctrica, comenzará el proceso de

solicitud de conexión. Para la conexión de nuevas instalaciones los procesos de

solicitud de acceso y solicitud de conexión podrán llevarse a cabo simultáneamente,

pero la concesión previa de acceso será requisito indispensable para la obtención del

permiso de conexión.

Si Red Eléctrica denegará la solicitud de acceso por ser insuficiente la capacidad,

formulará propuestas alternativas de acceso en otro punto de conexión o, si fuera


posible, de realización de refuerzos en la red para eliminar la restricción de acceso. El

agente que motive estos refuerzos soportará los costes derivados de los mismos,

debiendo aportar, en el momento en el que se produzca la solicitud de conexión, el 20%

de los costes estimados de dichos refuerzos.

El Real Decreto 1955/2000 no establece diferencias entre el régimen ordinario y el

régimen especial en cuanto al acceso y conexión a la red. El Real Decreto 661/2007

introduce una novedad a este respecto, reconociendo como un derecho de los

productores en régimen especial la prioridad en el acceso y la conexión a la red

eléctrica frente a los generadores de régimen ordinario de acuerdo a lo establecido en

el anexo XI del mismo. Los generadores de régimen especial no gestionable a partir de

fuentes de energía renovables tendrán especial preferencia en cuanto a la prioridad en

el acceso: energía solar, eólica, geotérmica, de las olas y las mareas y la minihidráulica

fluyente.

En 2009 la Comisión Nacional de la Energía ha elaborado una propuesta para que

el régimen especial pueda disponer de reserva de capacidad de red. De esta forma se

pretende atraer nuevas inversiones, ya que esta medida aseguraría a estas instalaciones

que van a poder verter su energía a la red.

2.3 Requerimientos técnicos a la integración de las energías renovables

En 1998 se aprobaron un conjunto de procedimientos necesarios para realizar la

adecuada gestión técnica del sistema eléctrico, entre los que se encuentran:

• P.O. 1.6 Establecimiento de los planes de seguridad para la operación del

sistema.

Este procedimiento aplica, además de al operador del sistema y al propietario de la

red, a todos los generadores conectados a la misma, incluidos los de régimen especial.

Establece:

o Planes de salvaguarda: análisis de contigencias, el operador del sistema

determinará posibles acciones a priori y acciones correctivas

postcontigencia para prevenir el desencadenamiento de incidentes.


o Planes de emergencia: con objeto de minimizar el alcance y la extensión de

los incidentes, una vez que se han producido éstos, se establecerán planes

de teledisparo de grupos térmicos y planes de deslastre de carga por

mínima frecuencia. Las protecciones de mínima frecuencia de los

generadores deberán estar coordinadas con el sistema de deslastre de cargas

por frecuencia, por tanto las protecciones de los generadores, incluidos los

de régimen especial, sólo podrán desacoplar de la red si la frecuencia cae

por debajo de 48 Hz, temporizado con tres segundos como mínimo. De esta

forma se modifica lo establecido en la orden de 5 de septiembre de 1985 que

obligaba a los generadores a incluir protecciones que actuaran siempre que

la frecuencia cayera por debajo de los 49 Hz.

o Planes de reposición del servicio: con objeto de devolver el sistema eléctrico

al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan provocado

cortes de mercado

• P.O. 3.2 Solución de restricciones técnicas.

Este procedimiento aplica al operador del sistema, al operador del mercado y a los

agentes del mercado. Por tanto las instalaciones de régimen especial que vendan su

energía en el mercado estarán obligadas a cumplir con dicho procedimiento.

Establece el proceso para la solución de las restricciones técnicas correspondientes a

los programas resultantes en los mercados diario e intradiario, así como las que

puedan aparecer en tiempo real.

Para solventar las restricciones técnicas, el operador del sistema acordará con el

operador del mercado la retirada de la casación de las ofertas de venta que sean

precisas y la entrada de otras ofertas presentadas en dichas sesión. En caso de existir

más de una solución técnicamente viable, el operador del sistema evaluará

económicamente las distintas soluciones y elegirá aquella que represente un menor

sobrecoste y, por tanto las instalaciones eólicas tendrán prioridad, al ofertar a coste

cero. Al valorar dicho sobrecoste se tendrá en cuenta no sólo la modificación del PBC

(Programa Básico de Casación), sino también las modificaciones de producción

introducidas para compensar los descuadres en el equilibrio generación-demanda

introducidos por la propia solución de restricciones. Todas las disminuciones de


producción respecto al PBC serán valoradas al precio marginal horario de la casación

del mercado diario, no percibiendo por tanto el productor retribución alguna.

Una vez seleccionada la solución técnicamente viable y con menor sobrecoste, el

operador del sistema publicará el Programa Viable Definitivo junto con las

restricciones que se deberán imponer al mercado intradiario para no modificar las

condiciones previstas de seguridad del sistema. Una vez asignadas las unidades en el

mercado intradiario, se realizarán las modificaciones necesarias para la solución de

nuevas restricciones, si es que las hubiera, y dichas modificaciones serán comunicadas

por el operador del sistema al operador del mercado para su incorporación en el

programa horario final.

Si aparecieran restricciones en tiempo real, las disminuciones de producción

respecto al programa horario final serán valoradas al 85% del precio del mercado

diario, percibiendo, por tanto, el productor una compensación.

Como ya se ha comentado en apartados anteriores, el marco legal regulatorio ha

venido incentivando la participación de las instalaciones de régimen especial en el

mercado, entre otras razones, para que participen en este procedimiento de solución

de restricciones técnicas, contribuyendo así a garantizar la fiabilidad y seguridad

del sistema.

En 2005 se aprobaron dos nuevos procedimientos de operación:

• P.O. 12.1 Solicitudes de acceso para la conexión de nuevas instalaciones a la red

de transporte

A pesar del incremento de potencia instalada de energías renovables, sobretodo

eólica, con respecto al año 2000, este procedimiento de operación mantiene la esencia

del Real Decreto 1955/2000 relativo a las actividades de transporte, distribución, y

comercialización, en lo que a derecho de acceso se refiere. Todos los productores, tanto

los de régimen ordinario como los de régimen especial, tendrán derecho de acceso a la

red y éste sólo podrá ser restringido por la falta de capacidad necesaria, atendiendo a

criterios de seguridad, regularidad o calidad de suministro y en base a la inexistencia

en el sistema eléctrico español de reserva de capacidad de red.


Las restricciones técnicas que pudieran aparecer se resolverán según el P.O. 3.2 y su

solución se apoyará en mecanismos de mercado.

• P.O. 12.2 Instalaciones conectadas a la red de transporte : requisitos mínimos de

diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puesta en servicio

Este procedimiento aplica al operador del sistema y gestor de la red de transporte, a

las empresas transportistas y a los generadores, distribuidores y consumidores

conectados a la red de transporte. Por tanto las instalaciones de régimen especial

conectadas a la red de transporte estarán obligadas a cumplir con dicho procedimiento.

Todas las instalaciones deberán adoptar las medidas de diseño y control

adecuadas para soportar sin daño ni desconexión huecos de tensión trifásicos,

bifásicos o monofásicos asociados a cortocircuitos correctamente despejados.

Además, las instalaciones deberán soportar sin daños interrupciones breves de

suministro, parpadeo, armónicos, desequilibrios…

Todos los productores estarán obligados a participar en los servicios

complementarios de regulación primaria de acuerdo al procedimiento de operación

7.1 “Servicio complementario de regulación primaria”. Además deberán cumplir con la

normativa vigente sobre calidad de producto en la red de transporte, respetando los

límites de emisión de perturbaciones fijados en dicha normativa (parpadeo, armónicos,

desequilibrios de tensión…).

En 2006 se aprobó el P.O. 12.3:

• P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones

eólicas

Este procedimiento aplica a los nuevos parques eólicos con fecha de inscripción

definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción de régimen

especial posterior a 1 de enero de 2007.

Un hueco de tensión se define en la norma EN 50160 como “la disminución brusca

de la tensión de alimentación a un valor situado entre el 90 y el 1 por 100 de la tensión

declarada Uc, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de

tiempo”. Por convenio, un hueco de tensión dura de 10 ms a 1 minuto.


El objetivo de dicho procedimiento es garantizar la continuidad de suministro de

las instalaciones eólicas frente a huecos de tensión directamente asociados a

cortocircuitos trifásicos, bifásicos y monofásicos correctamente despejados. De esta

forma se pretenden evitar incidentes como el ocurrido el 4 de noviembre de 2006, en el

cuál se desconectaron 2.800 MW eólicos. Además esta nueva obligación favorecerá la

integración de la energía eólica en el sistema, permitiendo la instalación de más

capacidad sin que esto suponga un peligro para la seguridad del mismo.

2.4 Garantías de origen

El sistema de garantías de origen pretende dar transparencia a la electricidad

generada a partir de fuentes de energía renovables y por cogeneración de alta eficiencia

y está regulado en la orden ITC 1522/2007, de 24 de mayo.

La Directiva europea obliga a que la autoridad competente en cada Estado

miembro emita garantías de origen por cada MWh cuando así lo solicite un

productor de electricidad procedente de fuentes de energía renovables. Sin embargo,

España ha ido más lejos, estableciendo no sólo un sistema de expedición sino también

de transferencia de garantías de origen.

Las garantías de origen se gestionarán mediante un sistema de anotación en cuenta.

A cada instalación se le asignará una cuenta donde aparecerán las garantías expedidas

para dichas instalación y las transferencias experimentadas por las mismas hasta su

cancelación por alguno de estos tres motivos:

Redención → Venta a un consumidor final

Revocación → si se hubiera cometido un error en la expedición de la garantía,

ésta será cancelada.

Caducidad → las garantías de origen correspondientes a energía generada en el

año n-1 se cancelarán de forma automática por caducidad el 1 de marzo del año

n+1.

Los productores podrán percibir, o no, unos ingresos extra por la venta de garantías

pero si los perciben éstos deberán destinarse a nuevas inversiones en instalaciones de


renovables que con la retribución actual no sean rentables o a proyectos de I+D cuyo

objetivo sea la mejora del medio ambiente.

Además si estos ingresos fueran muy elevados, se podrá proceder a la baja en la

siguiente revisión de las tarifas y primas.

El siguiente esquema ilustra el funcionamiento de este sistema de garantías de

origen en España:

Las garantías transferidas a las comercializadoras representan el 90% de las

garantías expedidas para 2008. En el gráfico siguiente se refleja el saldo total de

garantías por comercializadora destino.

Iberdrola es la comercializadora a la que fueron transferidas un mayor número de

garantías, el 42% del total, seguida de Acciona con un 11%. Ambas empresas disponen


de un amplio parque de renovables, que supone el 24,3% y el 4,9 %, respectivamente,

del total de la capacidad instalada de renovables en España. Esto las permite disponer,

sin coste extra alguno, de garantías de origen, que transfieren directamente a la

comercializadora procedentes de sus propias instalaciones de generación.

Como se puede observar, en algunas empresas (Iberdrola, Acciona, Centrica, Petisa

y EON) las garantías de origen transferidas a la comercializadora son mayores que la

energía vendida por esta. Sin embargo, esto no significa que los consumidores de

estas comercializadoras soporten más económicamente las energías renovables ya en

la mayoría de los casos al transferirse estas garantías del generador al comercializador

dentro de un mismo grupo y no redimirse estas garantías no hay ingresos extra para

las renovables y, por tanto, éstas siguen estando únicamente financiadas por el

sistema de primas y tarifas, es decir, por todos los consumidores.

Así se puede ver que en las comercializadoras en las que las garantías de origen

transferidas superan la energía vendida (Iberdrola, Acciona, Centrica, Petisa y EON)

únicamente Acciona y EON redimen algunas garantías, pero éstas sólo suponen el

5,2% y el 27% respectivamente. Las otras tres no redimen ninguna garantía. Además

las comercializadoras con más garantías de origen transferidas disponen de un amplio

parque de renovables y por tanto se trata simplemente de transferencia de garantías

de origen dentro de un mismo grupo empresarial de las instalaciones de renovables

(por las que perciben altas rentabilidades procedentes del sistema de tarifas y primas

español) a la comercializadora.

En lo que a consumidores se refiere, hasta ahora este sistema no se ha mostrado

muy efectivo ya que como se puede observar en el siguiente cuadro de las garantías

transferidas a las comercializadoras únicamente el 8% han sido redimidas, es decir,

vendidas al consumidor final.


En estos momentos, la importación de garantías a otros Estados miembros es

considerada de forma análoga a la expedición de las mismas, tal como establece la

orden ITC 1522/2007, y por tanto también podrán ser contabilizadas para el

cumplimiento de los objetivos de renovables.

Con respecto a la exportación, dicha orden establece que los titulares de

instalaciones de renovables podrán exportar garantías de origen, pero deberán

entonces renunciar, para cada garantía de origen exportada, a la prima o incentivo, o

en el caso de que estuviera acogida a tarifa regulada, a la diferencia entre dicha tarifa y

el precio final horario fijado en el mercado. Estas garantías de origen exportadas ya no

podrán ser redimidas en España. En 2008, sólo un 0,7% de las garantías expedidas

fueron exportadas, según datos de la Comisión Nacional de la Energía.

Sin embargo, esta normativa referente a importación y exportación de garantías

deberá ser revisada cuando se transponga la nueva Directiva europea de fomento de

energías renovables ya que ésta establece que las garantías de origen no tendrán efecto

alguno respecto del cumplimiento de los objetivos nacionales por los Estados

miembros y por tanto no podrán ser contabilizadas a efectos de dicho cumplimiento.

De forma que elimina la posibilidad de que un Estado miembro con escasos recursos

renovables importe garantías de origen para cumplir su objetivo nacional de 2020.

Capítulo 3Comparativa del tratamiento

regulatorio a las energías

renovables en Europa

3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 50

3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías

renovables en Europa

El tratamiento regulatorio a las energías renovables en los distintos países de la

Unión Europea no es idéntico. Los potenciales de energías renovables y las

combinaciones energéticas varían de un Estado miembro a otro lo que condiciona las

medidas a adoptar para cumplir con las directrices europeas.

En estos momentos, todos los países de la Unión Europea han implantado

mecanismos de apoyo que han favorecido un importante desarrollo de las energías

renovables en Europa. Pero este desarrollo ha sido desigual, ya que en algunos países

el riesgo asociado a la incertidumbre regulatoria ha supuesto un freno a la inversión.

Pero además de un marco legal estable que garantice una rentabilidad razonable a los

inversores, es necesario diseñar las condiciones adecuadas para poder integrar esta

energía en la red sin poner en peligro la seguridad del sistema.

En este capítulo se va a analizar el tratamiento regulatorio a las energías renovables

en Europa, mostrando los principales mecanismos de apoyo, a que tecnologías y en

que ámbito geográfico son aplicables y las condiciones de este tipo de energía en

términos de acceso, uso y expansión de la red. Además se van a comparar los distintos

mecanismos de apoyo en términos de eficiencia en los casos eólico y solar.

En el siguiente cuadro se muestran los aspectos más significativos de las energías

renovables en Europa que se desarrollarán con más profundidad a lo largo de este

capítulo.

Sistema de fomento de las energías renovables Tecnologías Área de aplicación Financiación Conexión a la red Uso de la red

Expansión de la red

Tarifas reguladas. Hay dos opciones: vender la energía a una tarifa regulada, única para todos los

periodos de programación, o vender dicha energía en el mercado (precio

mercado + prima)

Consumidores a través de la factura eléctrica.

Privilegios fiscales. Estado.

Alemania Tarifas reguladas.

Todas las ER. Sin embargo, atendiendo a criterios de capacidad,

localización o materiales empleados,

algunos tipos de plantas pueden ser excluidos.

Energía generada en Alemania.

Consumidores a través de la factura eléctrica.

Prioridad en la conexión.

Prioridad en el uso.

Prioridad en la expansión,

siempre y cuando dicha ampliación

sea económicamente

razonable.

Dinamarca Tarifas reguladas: primas.Todas las ER (plantas hidroeléctricas hasta

10MW)

Energía generada en Dinamarca.

La factura eléctrica incluirá un recargo. Hay diferentes niveles de recargo

dependiendo del consumo de cada cliente.

No discriminación. Prioridad el uso. No discriminación.

Sistema de cuotas/ Certificados Verdes.

Consumidores a través de las facturas de electricidad.

Privilegios fiscales. Estado.

Subvenciones a la inversión y proyectos de investigación.

Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform (BERR).

Tarifas reguladas.

Beneficios fiscales (Crédit d´impôts, reducción del VAT…)

Subvenciones a nivel regional.

Sistema de cuotas/ Certificados Verdes. Todas las ER

Consumidores a través de la factura eléctrica debido el incremento del precio del MWh en el mercado.

Tarifas reguladas para la fotovoltaica.

Solar PV hasta que se alcance un potencia

1200MW. Mecanismo alternativo

a certificados y privilegios fiscales.

Consumidores a través factura eléctrica debido el incremento del precio del MWh en el mercado y a los “costes del sistema” (apartado de

la factura eléctrica destinado a un fondo italiano de promoción de las

energías renovables).

Privilegios fiscales. Eólica y solar Estado.

Tarifas reguladas. Consumidores a través de la factura eléctrica

Privilegios fiscales. Estado

Tarifas reguladas.

Son soportados por el operador del sistema griego y el marco legal no

establece un procedimiento para pasar estos costes a los consumidores

.Subvenciones a la inversión. Previsto en los presupuestos.

Privilegios fiscales Mecanismo alternativo a las subvenciones. Estado.

Sistema de cuotas/ Certificados Verdes Todas las ER.

Los distribuidores pasarán a los consumidores el coste de la compra de certificados a través de la factura

eléctrica.Subvenciones Eólica. Agencia de Energía Nacional

Tarifas reguladas. Eólica, biomasa, biogás y mimihidráulica

Consumidores vía recargo en la factura eléctrica

Subvenciones. Todas las ER. Ministerio Finlandés

Préstamos con bajo interés. Todas las ER. Agencia de fondos para la tecnología y la innovación (TEKE)

Tarifas reguladas. Todas las ER.

Consumidores: por un lado cubriendo la diferencia entre el precio de

mercado y el precio de transferencia establecido por la ley y por otro mediante el pago de la llamada

"support fee" al operador de la red.

Subvenciones a la inversión. Energía hidráulica. Presupuestos

Sistema de cuotas/ Certificados Verdes. Consumidores.

Precios regulados mínimos. Consumidores.

Privilegios fiscales. Energía solar fotovoltaica. Estado.

Tarifas reguladas: primas. Nuevo programa SDE (Stimulation

Renewable Energy).

Consumidores a través de un apartado especial de la factura eléctrica que

pasa posteriormente a los presupuestos holandeses.

Subvenciones (Programa EOS). Presupuestos

No discriminación.España Energía generada

en España.

Todas las instalaciones de ER cuya potencia

instalada no supere los 50MW.



No discriminación.

No discriminación.Francia

Grecia Todas las ER. Energía generada en Grecia.



No discriminación, pero tendrán

derecho a una expansión de la red si fuera para

cumplir lo establecido en el contrato con el

TSO en cuanto a conexión y uso. .

No discriminación.

No discriminación.Reino Unido

Todas las ER. Sin embargo, atendiendo a criterios de capacidad,

localización o materiales empleados,


Energía generada en RU. Si la electricidad importada

procediera de fuentes renovables, también podrá estar exenta del pago del

impuesto CCL.

Energía generada en Austria. No discriminación.

No discriminación.

Los consumidores están obligados a pagar una cantida extra por cada

MWh al operador de red destinada a los fondos del servicio público de

producción de electricidad francés, con los que se financian, entre otros,

las energías renovables.

Energía generada en Francia.

Todas las ER cuya capacidad instalada no supere los 12 MW, pero deberán cumplir ciertas

especificaciones.

No discriminación.

Las plantas de ER cuya capacidad no exceda los 25MW tendrán prioridad en la conexión.

No discriminación.

No discriminación.Bélgica

Todas las ER.

Italia

Energía generada en Italia.

Para satisfacer la cuota obligatoria los productores podrán

comprar certificados en otros

países con mecanismos de apoyo similares


No discriminación.No discriminación.

Portugal No discriminación. No discriminación.

No discriminación.Todas las ER Energía generada

en Portugal.

Suecia Energía generada en Suecia. No discriminación.

Holanda Todas las ER. Energía generada en Holanda. No discriminación.

Austria

Energía generada en Bélgica.

Finlandia No discriminación. No discriminación.

No discriminación.

Energía generada en Finlandia.

No discriminación.

No discriminación.

No discriminación.

No discriminación.

Prioridad en el uso de la red.

No discriminación.


Alemania fue uno de los primeros países en diseñar un marco legal de apoyo a las

energías renovables, basado en tarifas reguladas y unas condiciones especiales de

acceso y conexión a la red, lográndose una importante penetración de estas tecnologías

en el mix energético. Los mecanismos de apoyo español y danés, similares al alemán,

también han favorecido un espectacular desarrollo del régimen especial en estos países

en los últimos años. Los buenos resultados alcanzados han convertido a estos países en

los principales modelos de referencia en Europa. Grecia y Francia, entre otros, han

adoptado mecanismos muy similares.

Otros países han optado por establecer un sistema de cuotas obligatorias y

“certificados verdes”. Los certificados son otorgados por la Autoridad Regulatoria

Nacional a los generadores de electricidad con fuentes renovables disponiendo así

éstos de dos commodities diferentes que venden en el mercado: por un lado, la

electricidad y, por otro lado, el certificado verde como atributo de los beneficios

ambientales asociados a cada MWh.

Reino Unido, pionero en el desarrollo de un mercado eléctrico liberalizado, fue el

primero en establecer un mercado de certificados “verdes”, pero, a pesar de los

esfuerzos realizados, los resultados no han sido tan espectaculares como en Alemania,

Dinamarca o España. Italia y Suecia han optado también por este sistema de cuotas

para aprovechar sus recursos renovables y cumplir con los objetivos de la nueva

directiva europea de renovables.

En cuanto al cumplimiento de estos objetivos, los países del NordPool (Noruega,

Suecia y Finlandia) y Austria no parece que vayan a tener dificultades al disponer de

gran cantidad de recursos hidráulicos y de un marco legal adecuado.

En cambio, países como Bélgica y Holanda que, por su poca extensión geográfica,

disponen de escasos recursos, deberán llevar a cabo importantes esfuerzos, teniendo

que recurrir a la compra de certificados verdes en otros países para cumplir con sus

respectivos objetivos nacionales.

3.1 Alemania

3.1.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas regulados

Según establece la Ley de Energías Renovables (EEG), los productores tendrán

derecho a una compensación fija por la entrega de electricidad a la red basada en los

costes de inversión y operación de la planta. Dichas tarifas se están reduciendo

gradualmente para incentivar una reducción de los costes a partir del desarrollo

tecnológico. La cantidad fijada en el año de puesta en marcha de la planta seguirá

vigente durante toda su vida útil y dependerá del tipo de fuente de energía. El grado

de madurez y de penetración en el mercado también será tenido en cuenta: las

tecnologías más eficientes (por ejemplo la eólica) recibirán compensaciones que se

aproximarán más a los precios de mercado que las de aquellas instalaciones (por

ejemplo la solar) menos eficientes, que serán más caras para promover su desarrollo

tecnológico.

En general todas las instalaciones de energías renovables tendrán derecho a percibir

las tarifas reguladas que se muestran en la siguiente tabla durante un periodo de 20

años, a partir de la fecha de puesta en marcha,


Tarifa regulada (€ct/kWh)

Onshore 5,02-9,2 + 0,5 (servicios al sistema)

Offshore 3,5-13 + 2 (instalaciones anteriores a 2016)

31,94-43,01

10,5-16 + 4 (instalaciones anteriores a 2016)

+ 3 (bonus aprovechamiento del calor) + 4 (tecnología petrotérmica)

Biogás procedente de biomasa

7,79-11,67 + 1(calidad del aire)

+ 1-2 (bonus tecnológico) + 3 (bonus CHP)

+ 7-11 (bonus energía cosecha)

Landfill gas 6,16-9 + 1-2 (bonus tecnológico)

Gas producido por aguas residuales

6,16-7,11 + 1-2 (bonus tecnológico)

7,79-11,67 + 2 (bonus tecnológico)

+ 3 (bonus CHP) + 2,5-6 (bonus energía cosecha)

3,5-12,67Hidráulica

Eólica

Solar

Geotérmica

Biogás

Tecnología

Biomasa

Para las instalaciones solares y de biomasa, la tarifa varía según la capacidad de la

planta. Por tanto, para evitar la división de una única instalación en varias con el único

fin de percibir una retribución mayor, se considerarán como una única instalación a

efectos de asignar las tarifas a todas aquéllas que estén localizadas en la misma parcela

o muy próximas, que generen electricidad a partir del mismo recurso renovable y que

se hayan puesto en marcha con una diferencia de de menos de doce meses.

Los productores de electricidad a partir de fuentes de energía renovable pueden

optar por obtener garantías de origen, siempre y cuando no reciban por su energía las

compensaciones antes mencionadas.

Los costes serán soportados por los consumidores a través de la factura de

electricidad. El productor venderá su energía al operador de la red, y éste a su vez al

operador de las líneas de transporte, que la entregará finalmente a las compañías

eléctricas. Tanto las compañías eléctricas como el operador de red y de las líneas de

transporte están obligados a comprar dicha energía y a pagar la compensación fijada

para la misma

3.1.2 Tecnologías

En general, todas están sujetas al plan de fomento de energías renovables. Sin

embargo, atendiendo a criterios de capacidad, localización o materiales empleados,


3.1.3 Área de aplicación

Únicamente la energía generada en Alemania.

3.1.4 Conexión, uso y expansión de la red

Las plantas que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía renovable

tendrán prioridad en la conexión, así como derecho a una conexión inmediata. Si la

capacidad de la red estuviera saturada por electricidad procedente de energías

renovables o mine gas, la nueva planta sólo tendrá prioridad si puede reducir

fácilmente su producción en caso de sobrecarga en la red

Las energías renovables tendrá prioridad en el uso de la red, siempre que no se

ponga en riesgo la seguridad y funcionalidad de la red y teniendo en cuenta la

capacidad (el operador de red podría denegar el uso de la misma en caso de que ésta

estuviera saturada por electricidad procedente de plantas renovables conectadas

previamente) y la gestión de la red (el operador de red podría llegar a un acuerdo con

el operador de la instalación, reduciendo éste su producción algunos días al año,

evitando así una expansión de la red).

El operador de la red estará obligado a llevar a cabo una ampliación de la red para

atender el derecho de conexión a la misma de instalaciones de energías renovables,

siempre y cuando dicha ampliación sea económicamente razonable.


3.2 Dinamarca

3.2.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas

En general los operadores de instalaciones de energías renovables recibirán, además

del precio de mercado, una prima. La suma de ambos no podrá exceder un cierto

límite y por tanto la prima será variable dependiendo del precio casado en el mercado.

En la siguiente tabla se puede observar la máxima retribución que podrán percibir

los inversores que decidan poner en marcha instalaciones de energía renovable.

Máximo establecido para la suma del precio de mercado más la prima

(ore/kWh)

Onshore 33

Offshore 35,3

30

60

Eólica

Tecnología

Biomasa

Otras (aquellas conectadas entre el 22 de abril de 2004 y el 31 de diciembre de 2008

o las clasificadas de gran importancia estratégica por las autoridades danesas)

Normalmente, esta compensación tiene una duración de 10 años a partir de la fecha

de puesta en marcha de la instalación. La máxima duración es de 20 años.

Los costes serán soportados por los consumidores a través de la factura de

electricidad que incluirá un recargo, que será transferido a la compañía encargada de

supervisar el proceso y de pagar las primas a las instalaciones de energías renovables.

Hay diferentes niveles de recargo dependiendo del consumo de cada cliente.

3.2.2 Tecnologías

Energía eólica, solar, biomasa, y biogás. También se podrán acoger al sistema de

primas las plantas hidroeléctricas convencionales hasta 10MW y las plantas que

emplean la energía de las olas (éstas no tendrán límite de potencia instalada para

poder acogerse a este mecanismo de apoyo).


Únicamente la energía generada en Dinamarca.


La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables no tendrá

prioridad en la conexión pero si en el uso de la red, reduciendo las instalaciones

convencionales su producción si fuera necesario. Esta prioridad sólo será denegada en

caso de que exista riesgo para la seguridad de la red.

Estas instalaciones no tendrán derecho a una expansión de la red pero siempre que

sea posible, se prestará especial atención al objetivo nacional de incrementar la

competitividad y el uso de fuentes de energía renovable.

3.3 Reino Unido

3.3.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, privilegios fiscales y subvenciones

Sistema de cuotas

Los distribuidores tienen que probar que una cierta cantidad de la energía

suministrada ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables. Este

sistema no distingue entre las distintas tecnologías, asignando una cuota global a

Inglaterra, Gales y Escocia y otra a Irlanda del Norte. Hay varios modos de satisfacer

dicha cuota: generación propia de electricidad a partir de ER, compra de electricidad

de otras plantas de ER, compra de tradeable certificates o buy out (pago por cada MWh

de ER que no se logre entregar). Si finalmente no se consigue satisfacer dicha cuota, se

pagará una multa (precio del buy out más recargo).

Los costes del sistema de cuotas serán soportados por los clientes a través de las

facturas de electricidad.

Privilegios fiscales

El impuesto CCL (Climate Change Levy) grava únicamente el consumo de

energía procedente de fuentes convencionales. Para que los consumidores de energías

renovables estén exentos de pagar dicho impuesto, deberán firmar un contrato con los


suministradores que incluya una Declaración de Fuente Renovable. A su vez, dichos

suministradores deberán alcanzar un acuerdo (New Electricity Trading Agreement)

con los productores, los cuáles deberán presentar certificados (Levy Exemption

Certificates) emitidos por la Oficina de los Mercados de Gas y Electricidad.

Los costes derivados de las exenciones fiscales estarán previstos en los presupuestos

nacionales.

Subvenciones

Están destinadas a inversiones en plantas generadores de electricidad a partir de ER

y proyectos de investigación.

3.3.2 Tecnologías

En general, todas están sujetas al plan de fomento de energías renovables. Sin

embargo, atendiendo a criterios de capacidad, localización o materiales empleados,



Sólo podrá acogerse a los mecanismos de apoyo a las renovables la energía

generada en Reino Unido. Si la electricidad importada procediera de fuentes

renovables, también podrá estar exenta del pago del impuesto CCL.


La electricidad generada a partir de fuentes de ER no tendrá prioridad en la

conexión y uso de la red. Tampoco dispondrá de prioridad en la expansión de la red.

3.4 Francia

3.4.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas, beneficios fiscales y subvenciones.

Tarifa regulada

El operador de la red de distribución está obligado a firmar un contrato de compra

de la energía producida a partir de fuentes de energía renovable al precio

establecido en los decretos (arrêtés) de cada tecnología.

Tecnología Tarifa regulada (€ct/kWh)

Eólica 2,8-13

Solar fotovoltaica 30 + 25 (instalaciones integradas en edificios)

Geotérmica 12 + 3 (eficiencia energética)

Biogás 7,5/9 + 3 (eficiencia energética) + 2 (producción de metano)

Biomasa 4,9 + 0,5/1 (eficiencia energética)

Hidráulica: Olas, mareas, hidrocinética 15

Hidráulica: mar y fluyente 6,07 + 0,5/2,5 (plantas pequeñas) + máx. 1,68 (calidad)

Además, con el fin de cumplir los objetivos de capacidad establecidos en el Plan

Anual, los promotores podrán presentar propuestas para la construcción de

instalaciones de energías renovables y los proyectos elegidos percibirán una ayuda

económica.

Los costes derivados del sistema de tarifas serán soportados por el consumidor

final a través de los fondos del servicio público de producción de electricidad

francés. Estos fondos están destinados a cubrir los costes que suponen a los

distribuidores las tarifas reguladas a las renovables así como otros costes

adicionales del sistema: transporte a áreas remotas, tarifas reducidas para los


grupos de bajo poder adquisitivo… Para compensar estos costes adicionales del

sistema los consumidores están obligados a pagar, además del coste estándar por el

uso de la red, una cantidad por cada kWh al operador de la red, pasando esta

cantidad extra a los fondos del servicio público de producción de electricidad

francés.

Beneficios fiscales

Con objeto de fomentar el desarrollo de las energías renovables y su integración en

los edificios, se establecen diversas medidas fiscales:

- Crédit d´impôts: se beneficiaran de estos créditos del impuesto sobre la renta

los titulares que inviertan en energías renovables hasta el 31 de diciembre de

2009.

- Reducción del VAT para aquellas instalaciones nuevas ubicadas en edificios

cuya construcción se haya completado por lo menos 2 años: 5´5% en el

continente francés y en Córcega y 2,1% en el resto del territorios franceses.

- Exenciones fiscales: los titulares que instalen tecnologías renovables en

edificios nuevos podrán estar exentos de abonar el impuesto sobre bienes.

Los costes derivados de estos beneficios fiscales estarán previstos en los

presupuestos nacionales.

Subvenciones

No existen subvenciones a nivel nacional, pero este mecanismo de ayuda está muy

extendido a nivel regional.

3.4.2 Tecnologías

En general, todas las instalaciones de energías renovables cuya capacidad instalada

no supere los 12 MW tendrán derecho a firmar contratos con las distribuidoras

percibiendo por la energía vertida a la red la tarifa regulada. Otras especificaciones

que deberán cumplirse para poder acogerse a este mecanismo de apoyo son:

- Las plantas eólicas deberán instalarse en las “zonas de desarrollo eólico”

establecidas (“zones de développement éolien”).

- Se establece un cupo máximo de energía solar anual que podrá acogerse a las

tarifas reguladas: la capacidad pico instalada multiplicada por 1500 horas a

plena carga para las instalaciones para el territorio francés y multiplicada por

1800 horas a plena carga para las instalaciones de las islas. Las instalaciones

que excedan este cupo máximo percibirán una tarifa menor.

- Las centrales de bombeo no tendrán derecho a percibir las tarifas reguladas

establecidas para las instalaciones hidráulicas.

Los créditos de impuestos (Crédit d´impôts) están limitados a los titulares de

instalaciones solares, eólicas, hidráulicas y de biomasa, al igual que la reducción del

VAT.


Únicamente la energía generada en Francia.


Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energías renovables

no tendrán prioridad en la conexión ni en el uso de la red.

La electricidad generada a partir de fuentes de energías renovables no tendrá

prioridad en la expansión de la red. Si para conectar una instalación fuera necesaria

una ampliación de la red, los costes serán soportados por el promotor de dicha

instalación.

3.5 Italia

3.5.1 Mecanismos de apoyo: sistema de cuotas, tarifas reguladas para la fotovoltaica y

beneficios fiscales.

Sistema de cuotas

Los productores e importadores de energía tienen que probar que una cierta

cantidad de la energía total que produzcan o importen proceda de fuentes

renovables mediante “certificados verdes”.


La cuota establecida para los próximos años se muestra en la siguiente tabla:

Periodo Cuota obligatoria por cada 100 GWh producidos

2009 4,55% 2010 5,30% 2011 6,05% 2012 6,80%

A partir de 2012 se procederá a una revisión estableciéndose las siguientes cuotas

en un nuevo decreto.

Los “certificados verdes” son emitidos por el GSE (Gestor del Servicio Eléctrico) por

cada MWh producido a partir de energías renovables. Las plantas puestas en

marcha a partir del 31 de diciembre de 2007 recibirán certificados por un periodo de

15 años. Las instalaciones fotovoltaicas podrán recibir certificados siempre que no se

acojan a cualquier otro tipo mecanismo de apoyo a nivel local, nacional o europeo.

Hay varios modos de obtener “certificados verdes” para satisfacer la cuota

obligatoria de renovables: generación propia de electricidad a partir de energías

renovables, compra de certificados a otras plantas de energías renovables o compra

de certificados en el mercado.

El GSE es el encargado de supervisar y de regular el mercado de “certificados

verdes”, comprándolos si hubiera exceso o vendiéndolos en caso de escasez.

En caso de no satisfacer la cuota, los productores podrán sufrir penalizaciones y el

GSE remitirá los nombres de dichos productores al Ministerio de Economía y al de

Medio Ambiente que podrá imponer medidas.

Debido a la compra de certificados necesaria para cumplir la cuota obligatoria,

aumentarán los costes de los productores e importadores y, estos costes se verán

reflejados en los precios del mercado eléctrico y por tanto en la factura eléctrica de

los consumidores, que serán quienes finalmente soporten el coste de este

mecanismo de apoyo a las renovables.

Tarifas reguladas

o CIP 6

Este sistema de apoyo, por el cual el GSE (Gestor del Servicio Eléctrico)

estaba obligado a pagar a las instalaciones de energías renovables una

tarifa regulada, ha sido sustituido por el sistema de cuotas, por lo que

las nuevas instalaciones no podrán acogerse al mismo.

Sólo las instalaciones construidas cuando dicho mecanismo estaba

vigente podrán percibir las tarifas reguladas.

o Tarifa regulada para las instalaciones fotovoltaicas

Sólo podrán acogerse a este mecanismo de apoyo las instalaciones

solares fotovoltaicas conectadas a la red puestas en marcha (o ampliadas

o renovadas pero en este caso sólo se percibirá la tarifa regulada por la

energía relativa a dicha ampliación o renovación) a partir del 20 de

Abril de 2007.

La tarifa establecida varía entre los 36 y los 49 c€/kWh, dependiendo del

tipo y la capacidad, que podrán percibir por un periodo de 20 años a

partir de la puesta en marcha de la instalación.

Las instalaciones integradas en edificios tendrán derecho a un bonus

que será como máximo el 20% de la tarifa, siempre y cuando se

comprometan a implementar medidas adicionales de ahorro de energía

en el edificio.

La remuneración percibida va a ir disminuyendo gradualmente:

• Las instalaciones puestas en marcha entre el 20 de abril de

2007 y el 31 de diciembre de 2008 recibirán el total de la tarifa.

• Las instalaciones puestas en marcha en 2009 y 2010 recibirán

entre un 96 y un 98% del total de la tarifa.

• En 2010 se procederá a una revisión de las tarifas

elaborándose un nuevo real decreto.


No se les asignarán “certificados verdes” a las plantas fotovoltaicas

que se acojan a esta tarifa y tampoco podrán disponer de beneficios

fiscales.

El coste de estas tarifas lo soportan los consumidores por un lado debido

el incremento del precio del MWh en el mercado y por otro por lo que se

conoce con el nombre de “costes del sistema”, un apartado de la factura

eléctrica de todos los consumidores que está destinado a un fondo

italiano de promoción de las energías renovables.

Beneficios fiscales

Las instalaciones eólicas y la solares, éstas últimas siempre que no se acojan a otro

mecanismo de apoyo, se beneficiarán de una reducción del IVA (el 10% en vez del

20%).

3.5.2 Tecnologías

En general, todas las instalaciones de energías renovables recibirán certificados

verdes por cada MWh producido que podrán vender posteriormente en el mercado o

directamente a otra planta de generación convencional.

Las tarifas reguladas están limitadas a la energía solar fotovoltaica hasta un máximo

de capacidad instalada de 1200 MW (En 2008 la capacidad instalada fotovoltaica

alcanzó los 300 MW).

Tienen derecho a beneficiarse de una reducción del IVA las instalaciones eólicas y

solares. Sin embargo para la energía solar fotovoltaica este mecanismo de apoyo no

puede combinarse con ningún otro y por tanto resulta más interesante

económicamente no disponer de este privilegio fiscal y acogerse a la tarifa regulada.


Únicamente la energía generada en Italia tendrá derecho a recibir “certificados

verdes” emitidos por el GSE y a acogerse a las tarifas reguladas y los beneficios

fiscales.

Los productores e importadores, para cumplir con su proporción obligatoria de

renovables establecida en el sistema de cuotas, podrán comprar electricidad “verde”

generada en otros países que dispongan de instrumentos de apoyo similares.



prioridad en la conexión. Los costes serán soportados por el promotor de la

instalación, pero éste contará con ventajas económicas al pagar al gestor de la red una

cuota un 50% menor a la que están obligadas las energías convencionales.

Las instalaciones de régimen especial tendrán prioridad en el uso de la red frente a

las energías convencionales. Aquellas instalaciones que empleen recursos no

gestionables tendrán máxima prioridad seguidas de las de cogeneración. Esta

prioridad sólo será denegada en caso de que exista riesgo para la seguridad de la red.

Estas instalaciones no tendrán prioridad en la expansión de la red. Los costes de la

expansión serán soportados por el promotor de la instalación, pero éste tendrá derecho

a la devolución de parte de los costes por parte del gestor de red atendiendo a los

siguientes criterios (para líneas hasta un máximo de un km):

• Alta tensión cable subterráneo: 100.000 €/km.

• Alta tensión línea aérea: 40.000 €/km.

• Media tensión cable subterráneo: 40.000 €/km.

• Media tensión línea aérea: 10.000 €/km.

3.6 Portugal

3.6.1 Mecanismos de apoyo: tarifa regulada y privilegios fiscales

Tarifa regulada


El gestor de la red portuguesa Rede Eléctrica Nacional (REN) está obligado a firmar

un contrato de compra de la energía producida a partir de fuentes de energía

renovable al precio regulado establecido para cada tecnología.

En el siguiente cuadro se pueden observas las tarifas reguladas para las distintas

tecnologías así como el periodo a partir de la fecha de puesta en marcha de la

instalación dentro del cual las instalaciones tendrán derecho a percibir dichas

tarifas.

Tecnología Tarifa regulada (€ct/kWh) Periodo (años)

Eólica 4,6 12

Solar fotovoltaica 35-55 15

Solar termoeléctrica 29,3 15

Geotérmica Calculada a partir de una fórmula 15

Biogas Calculada a partir de una fórmula 15

Biomasa 7,5-8,2 25

20 (o los primeros 52 GWh

producidos)

15 para la energía de la olas

Hidráulica Máx 4,5-8,2

Además, hay tarifas especiales que se calculan a partir de una tarifa de referencia

(65c€/kWh) para aquellas plantas de pequeño tamaño cuya capacidad no exceda los

3.68 kW que estén combinadas con sistemas solares térmicos.

Las tarifas para las instalaciones hidráulicas de más de 30 MW las fija directamente

el Ministerio de Energía portugués.

Los costes de este mecanismo de apoyo serán soportados por los consumidores a

través de la factura de electricidad. El gestor de la red REN está obligado a comprar

dicha energía a la tarifa regulada, pasando estos costes a los consumidores a través

de la factura eléctrica.

Privilegios fiscales

Se beneficiarán de una reducción del 9 al 21 % del IVA en la compra de productos y

equipos de instalaciones de energía renovables, las personas que decidan invertir

en este tipo de bienes.

3.6.2 Tecnologías

En general, todas pueden acogerse a los mecanismos de apoyo a las energías

renovables.


Únicamente la energía generada en Portugal tendrá derecho a acogerse a los

mecanismos de apoyo a las renovables.


Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energía renovables


Tampoco tendrán prioridad en la expansión de la red. Si para conectar una

instalación fuera necesaria una ampliación de la red, los costes serán soportados por el

promotor de dicha instalación.

3.7 Grecia

3.7.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y beneficios fiscales.

Tarifas reguladas

El gestor de la red y operador del sistema, Hellenic Transmission System Operator,

o en su defecto los operadores del sistema en las islas, están obligados a firmar

contratos con las instalaciones de régimen especial por los cuales éstas percibirán

una tarifa regulada por cada MWh entregado a la red.


Las instalaciones de energías renovables tendrán derecho a percibir las tarifas

reguladas que se muestran en la siguiente tabla durante un periodo de 10 años, a

partir de la fecha de puesta en marcha, con posibilidad de extender dicho periodo

10 años más.

Tecnología Tarifa regulada (€ct/kWh)

Eólica 7,3-9

Solar 40,28-50,28 (fotovoltaica) 25-27(resto solar)

Geotérmica 7,3-8,46

Biogás 7,3-8,46

Biomasa 7,3-8,46)

Hidráulica 7,3-8,46

Estas tarifas son ajustadas anualmente por el Ministerio y el regulador griego de

acuerdo con la variación del coste de la generación eléctrica (en base a los datos

proporcionados por Public Power Corporation SA, incumbent griego que dispone

de una cuota de mercado de más del 85% o en su defecto en base al 80% del precio

especificado en el índice de precios del consumo publicado anualmente por el

Banco de Grecia).

A diferencia de lo que ocurre en otros países, en Grecia los costes derivados de las

tarifas reguladas son soportados por el gestor de la red y operador del sistema,

Hellenic Transmission System Operator, y el marco legal no establece un

procedimiento para pasar estos costes a los consumidores.

Las instalaciones de régimen especial tendrán un recargo, que abonarán al

operador del sistema, del 3% sobre sus ganancias netas. Pero esta cantidad pasará

del operador del sistema a las instituciones locales del área donde esta ubicada la

instalación para ser destinada a programas de desarrollo en dicho área. Por tanto

los costes de las tarifas serán financiados exclusivamente por el operador del

sistema.

Subvenciones

Las instalaciones de energías renovables que se construyan en Grecia recibirán una

subvención, que será un porcentaje de la inversión realizada, y que dependerá de

la zona en la que esté ubicada, incentivándose la inversión en aquellas regiones

más débiles estructuralmente.

En la siguiente figura se muestran las distintas zonas.

Beneficios fiscales

Zona A Zona B Zona C

20% 30% 40%


Sólo se podrán acoger a estos beneficios fiscales aquellas instalaciones que no

reciban subvenciones, y viceversa, al tratarse de mecanismos de apoyo alternativos.

Las instalaciones que se acojan a este mecanismo estarán exentas del pago del

impuesto sobre la renta correspondiente a aquellos beneficios relacionados con la

inversión realizada. Los beneficios sobre los que se podrá deducir el impuesto de la

renta estarán limitados a un porcentaje de la inversión realizada que dependerá de

la zona donde se ubique la instalación, incentivándose la inversión en aquellas

regiones más débiles estructuralmente.

3.7.2 Tecnologías

En general, todas las instalaciones que produzcan energía a partir de fuentes

renovables pueden acogerse a los mecanismos de apoyo.


Únicamente la energía generada en Grecia (en la península o en las islas).

3.7.4 Conexión, expansión y uso de la red

Las plantas que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía renovable

tendrán prioridad en la conexión y en el uso de la red. El gestor de la red, Hellenic

Transmission System Operator, está obligado a firmar un contrato con las instalaciones

de energías renovables, concediendo prioridad a éstas tecnologías frente a las

convencionales.

Las instalaciones de régimen especial soportaran los costes de conexión pero no

pagarán peajes por el uso de la red de transporte y distribución ni por las pérdidas.

Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energía renovable

no tendrán prioridad en la expansión de la red pero ésta deberá llevarse a cabo si

fuera necesaria para poder cumplir lo establecido en el contrato y hacer efectiva la

conexión de una instalación.

Zona A Zona B Zona C

60% 100% 100%

3.8 Suecia

3.8.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, bonus medioambiental y subvenciones

Sistema de cuotas

El sistema de cuotas entró en vigor el 1 de julio de 2003. El objetivo es lograr

incrementar la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía

renovable en 17 TWh en 2016 con respecto a los niveles de 2002.

Los distribuidores tienen que probar que una cierta cantidad de la energía

suministrada ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables. Para

satisfacer dicha cuota están obligados a comprar una cierta cantidad de certificados

de electricidad que dependerá de la energía total que suministren a los

consumidores. Los grandes consumidores también deberán probar, mediante

dichos certificados, que una cantidad que dependerá de su consumo eléctrico ha

sido producida a partir de fuentes renovables.

La cuota establecida variará anualmente según el cuadro siguiente:

Periodo Cuota obligatoria por MWh entregado o consumido

2009 0,17 2010 - 2012 0,179

2013 0,089 2014 0,094 2015 0,097

2016 - 2018 0,111 2019 - 2020 0,112

2021 0,113 2022 0,106 2023 0,094 2024 0,09 2025 0,083 2026 0,075 2027 0,067 2028 0,059 2029 0,05 2030 0,042


Si no se consigue satisfacer dicha cuota, se deberá pagará el 150% del precio

medio de los certificados de electricidad durante ese periodo.

Podrán emitir certificados de electricidad por cada MWh producido aquellas

instalaciones conectadas a la red que empleen recursos eólicos, solares, turba,

ciertos biofuels o energía geotérmica o de las olas y que dispongan de equipos de

medida horaria. De esta forma los productores de energías renovables obtendrán,

además de los ingresos por la venta de energía en el NordPool, un beneficio extra

que les permitirá competir con las energías convencionales.

El precio del los certificados es negociado en cada transacción entre el comprador

y el vendedor.

Los distribuidores pasarán a los consumidores el coste de la compra de certificados

a través de la factura eléctrica, de forma que serán finalmente los consumidores

los que soporten el coste del sistema de cuotas.

Bonus medioambiental

Las instalaciones de energías renovables se beneficiarán de una reducción del

impuesto energético. Este mecanismo de apoyo va a ir desapareciendo

gradualmente a lo largo de 2009.

Subvenciones

Las subvenciones consisten en ayudas a proyectos pilotos de energía eólica con

objeto de favorecer la investigación y el desarrollo de esta tecnología. Estas

subvenciones se destinarán, entre otros, a estudios medioambientales, a sufragar

los costes derivados de la prueba de instalaciones previa a su entrada en el

mercado así como a mejoras tecnológicas.

Se podrán a coger a estas subvenciones proyectos eólicos offshore así como

aquellos proyectos onshore que estén como mínimo a 71 metros de altitud y

expuestos a un viento de 6,5 m/s o mayor.

También habrá subvenciones para los ayuntamientos que pretendan llevar a cabo

proyectos eólicos, de forma que estos puedan diseñar una planificación óptima

atendiendo a los recursos disponibles en la zona y a la tecnología existente.

Estas subvenciones provienen del Estado sueco que las distribuirá a través de la

Agencia de Energía Nacional.

3.8.2 Tecnologías

En general, todas las instalaciones que produzcan energía a partir de fuentes

renovables pueden acogerse a los mecanismos de apoyo.

Las subvenciones y privilegios fiscales (bonus medioambiental) están limitados a

la energía eólica.


Únicamente la energía generada en Suecia.





prioridad en la expansión de la red. Si para conectar una instalación fuera necesaria

una ampliación de la red, que no beneficiara a más plantas, sino únicamente a dicha

instalación, los costes serán soportados por el promotor de dicha instalación.

3.9 Finlandia

3.9.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y préstamos con bajo interés.

Tarifas reguladas

Las instalaciones eólicas, de biomasa, biogás y la minihidráulica tienen derecho al

reembolso del impuesto eléctrico en forma de una prima regulada por kWh. El

responsable de garantizar estas primas es el Estado y, en concreto, la autoridad

fiscal correspondiente, ya que estas ayudas se financian a partir de los impuestos

de consumo eléctrico.


Tecnología Prima regulada (€ct/kWh)

Eólica 0,69

Biomasa (residuos forestales) 0,69

Biomasa (excepto turba y residuos forestales) 0,42

Biogás 0,42

Minihidráulica 0,42

Las instalaciones que viertan a la red electricidad generada a partir de turba

tendrán derecho a percibir una tarifa regulada por MWh fijada por ley

mensualmente de acuerdo con los costes de producción y el precio del mercado

eléctrico. Este coste adicional será soportado por los consumidores vía recargo en la

factura eléctrica que pasará del gestor de la red al operador de la instalación.

Subvenciones

La cuantía de las subvenciones depende de cada caso particular en función de la

rentabilidad y el impacto de la inversión.

Estas subvenciones son canalizadas a través de Ministerio de Industria y en los

últimos años alcanzan en total los 30 millones de euros anuales.

Sin embargo este sistema no ha conseguido estimular lo suficiente la inversión,

debido al nivel relativamente bajo de las subvenciones y a la incertidumbre a largo

plazo.

Préstamos con bajo interés

La agencia finlandesa de fondos para la tecnología y la innovación (TEKE)

garantiza préstamos con bajo interés (entre un 1 y un 3%) para promover proyectos

de investigación en diversos campos, entre ellos las energías renovables.

3.9.2 Tecnologías

Únicamente las instalaciones eólicas, de biomasa, biogás y la minihidráulica

tendrán derecho a percibir primas reguladas.

En general, todas las energías renovables podrán percibir subvenciones y acogerse a

los préstamos con bajo interés.


Únicamente la energía generada en Finlandia.



prioridad en la conexión ni en el uso de la red.


no tendrán prioridad en la expansión de la red. Los costes de dicha expansión están

incluidos en la tarifa de conexión a la red que el operador de la instalación tiene que

pagar al gestor de la red finlandesa (FINGRID).

3.10 Austria

3.10.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados y subvenciones

Precios regulados

The clearing and Settlement Agency es la responsable de la compra de la

electricidad procedente de energías renovables para su posterior venta a los traders,

los cuáles están obligados a comprar las cantidades que les asigne dicha agencia a un

precio (transfer price) determinado por la ley y que supera el precio de la energía en

el mercado. El criterio para determinar dichas compensaciones es el coste medio de

producción de las plantas más eficientes y que emplean las últimas tecnologías, por lo

que estas cantidades se están reduciendo gradualmente.

Los costes serán soportado por los clientes: por un lado cubriendo la diferencia

entre el precio de mercado y el precio de transferencia establecido por la ley y por otro

mediante el pago de la llamada "support fee" al operador de la red.


Subvenciones

Están destinadas a la promoción de centrales hidráulicas de tamaño medio (entre

10 y 20 MW), cuya construcción se inicie entre el 1 de junio de 2006 y el 31 de diciembre

de 2013 y su puesta en marcha tenga lugar antes del 31 de diciembre de 2014. El

derecho a estas ayudas se establecerá por medio de un contrato con el Ministerio

Federal de Economía y Trabajo.

3.10.2 Tecnologías

En general, todas tienen derecho a recibir compensaciones. Las subvenciones están

limitadas únicamente al fomento de la energía hidráulica.


Únicamente la energía generada en Austria.



prioridad en la conexión pero si en el uso de la red. Si la capacidad de la red fuera

insuficiente para satisfacer la demanda, tendrá preferencia la electricidad generada a

partir de fuentes de ER.

Las instalaciones que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía

renovables no tendrán prioridad en la expansión de la red.

3.11 Bélgica

3.11.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados, sistema de cuotas y beneficios fiscales

Precios regulados

El operador de la red está obligado a comprar certificados verdes a un precio

mínimo garantizado (basado en la rentabilidad de la planta), para posteriormente

venderlos en el mercado. Dichos certificados serán emitidos por MWh de electricidad

(excluyendo el propio consumo de la planta).

Los costes procedentes de precios regulados serán soportados por los

consumidores.

Sistema de cuotas

Los suministradores tienen que probar que una cierta cantidad de la energía

suministrada ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables. Este

sistema no distingue entre las distintas tecnologías, asignando una cuota global a cada

región (Flandes, Valonia y Bruselas capital). Para cumplir con dicha cuota, los

suministradores podrán presentar certificados verdes propios o comprarlos en el

mercado de certificados. Si no se satisface dicha cuota, se deberá pagar una multa,

cuyo coste siempre excede el precio del certificado.

Los costes procedentes del sistema de cuotas serán soportados por los

consumidores.

Beneficios fiscales

El propietario de una planta fotovoltaica puede deducir parte del coste de inversión

a través del impuesto sobre la renta, reduciendo su carga de impuestos.

3.11.2 Tecnologías


renovables.


Únicamente la energía generada en Bélgica.


Se otorgará prioridad en la conexión a aquellas plantas que produzcan electricidad

a partir de fuentes de energía renovable cuya capacidad no exceda los 25MW, siempre

y cuando esto no suponga una amenaza para la seguridad de la red.


La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable no tendrá

prioridad en el uso de la red. En lo relativo a los contratos se seguirá un criterio de no

discriminación.

La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable no tendrá

prioridad en la expansión de la red.

3.12 Holanda

3.12.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas (primas), beneficios fiscales y subvenciones

Tarifas reguladas (primas)

El 1 de Julio de 2003 se puso en marcha un programa de apoyo a las energías

renovables conocido como MEP (Environmental Quality of Power Generation).

Según este programa, los operadores de instalaciones de energías renovables

percibirán, además del precio de mercado, una prima durante 10 años. Estas tarifas

se van ajustando anualmente. Para percibirlas los titulares de la instalación deberán

justificar su producción a partir de energías renovables mediante “certificados

verdes” que tendrán un valor igual al de la prima establecida.

Por razones presupuestarias, debido al importante aumento sobretodo de

instalaciones eólicas off-shore, la mayoría de las primas se fijaron a cero en 2006,

como puede observarse en el siguiente cuadro.

Esto esquema regulatorio creó incertidumbre, poniendo en peligro nuevas

inversiones. Con el objetivo de evitar esto, el 1 de abril de 2008 entró en vigor un

nuevo programa SDE (Stimulation Renewable Energy) que fija las primas en

función de los costes de producción de las diferentes tecnologías renovables

(calculados con un método fijo) menos los ingresos que las instalaciones puedan

tener. Por tanto la tarifa variará anualmente dependiendo de dichos ingresos.

El presupuesto total previsto para este nuevo programa para los próximos 12 años

es de 1328 millones de euros. Es menor que el que se destinaba al MEP

(Environmental Quality of Power Generation) y se reparte entre las distintas

tecnologías según el siguiente cuadro.

Presupuesto SDE (Stimulation Renewable Energy) MEuros

Eólica; 796

Solar PV; 46

Incineración de residuos η>22%;

187

Biogás; 26

Biomasa; 289

Fuente SenterNovem

Los costes serán soportados por los consumidores a través de un apartado especial

la factura de electricidad que pasa posteriormente a los presupuestos holandeses.

El sistema de certificados ha sido sustituido por un sistema de garantías de origen

que serán requisito indispensable para que los productores de energías renovables

puedan percibir las primas reguladas.

Además estas garantías de origen permitirán demostrar a los clientes que la energía

que consumen es “energía verde” y así verse beneficiarse de una reducción en el

impuesto de protección del medio ambiente. Con este propósito los

suministradores podrán importar garantías de origen o certificados verdes de otros

países para que la energía consumida por sus clientes sea “energía verde”.


Beneficios fiscales

Hasta el 1 de enero de 2005 las instalaciones de energías renovables estaban exentas

de pagar el impuesto energético. Para compensar la pérdida de este privilegio

fiscal, en 2005 se incrementaron las primas reguladas como se ha visto en la tabla

anterior.

Subvenciones (Programa EOS)

Estas subvenciones están destinadas a promover proyectos de investigación y

desarrollo de las energías renovables, así como proyectos relacionados con un uso

eficiente de la energía y una mayor participación de las renovables en el mercado.

En general la cuantía de estas subvenciones alcanza el 40% de la inversión.

Estas subvenciones las concede el Estado holandés que en 2006 destinó 59,7 M€ a

este programa de apoyo a las renovables.

3.12.2 Tecnologías


renovables.


Únicamente la energía generada en Holanda tendrá derecho a percibir las primas

reguladas.



prioridad en la conexión ni en el uso de la red frente a las energías convencionales. En

lo relativo a los contratos se seguirá un criterio de no discriminación.

Las instalaciones que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía

renovables no tendrán prioridad en la expansión de la red.

3.13 Análisis de la eficiencia de los distintos sistemas de apoyo en los Estados

miembros

Los distintos mecanismos de apoyo que han adoptado los Estados miembros con el

fin de cumplir las directrices europeas han provocado un incremento significativo de la

electricidad generada a partir de fuentes renovables en la última década.

Pero el desarrollo de las energías renovables en Europa no está siendo uniforme y

estas diferencias están relacionadas con los sistemas de apoyo adoptados así como con

los recursos renovables de los que dispone cada país.

Por ello, tomando como referencia un documento de la Comisión Europea, se van a

analizar los niveles de eficiencia en cada Estado miembro comparando la retribución

de los sistemas de apoyo con los costes de generación. Cuánto más próxima esté la

retribución de los costes más eficiente será el sistema.

Como la duración de los mecanismos de apoyo varía según el país (por ejemplo, la

duración de los certificados verdes en Italia es únicamente de 8 años mientras que en


Alemania los productores tienen derecho a percibir una tarifa regulada durante 20

años), se han normalizado a 15 años, asumiendo un tipo de interés del 6,6%.

3.13.1 Energía eólica onshore

En el gráfico podemos observar que los costes varían según el Estado miembro y

dentro de los propios estados dependiendo del recurso eólico disponible y del tamaño

de la instalación. Sin embargo mientras esta diferencia de costes no es muy

significativa, la retribución si varía sustancialmente entre los distintos Estados

miembros. Por ejemplo una instalación eólica ubicada en Bélgica percibirá hasta 100

€/MWh más que una en Finlandia cuando el nivel de costes es similar.

Bélgica, al igual que Reino Unido, Polonia, Rumania y Suecia, disponen de un

sistema de cuotas con certificados verdes que, como puede observarse en el gráfico, es

claramente ineficiente. Exceptuando Suecia, en estos países la retribución obtenida por

los productores, sobretodo en el caso inglés y belga, es muy superior a los costes.

Aunque este sistema debería ser teóricamente eficiente al ajustarse en un mercado de

certificados el precio del MWh en la práctica requiere la intervención del regulador lo

que le resta eficiencia.

Entre los países que han adoptado un sistema de tarifas reguladas hay algunos con

unos niveles de retribución muy similares a los costes como Dinamarca, Alemania o

Austria, mientras que en otros países como España o Portugal los productores estarían

percibiendo una retribución superior a sus costes. Sin embargo en estos últimos casos

esta diferencia entre retribución y costes en mucho menor que en el Reino Unido o

Bélgica.

Destacar también que hay al menos cinco países, entre ellos Holanda o Bulgaria, en

los que la retribución no es suficiente para cubrir los costes. Estos cinco países

disponen de un sistema de tarifa regulada.

3.13.2 Energía solar fotovoltaica

En el gráfico se puede observar que los costes presentan una variabilidad

significativa según el país, debido a la disponibilidad del recurso solar, y dentro de

cada Estado según el desarrollo de la tecnología fotovoltaica y el tamaño de la

instalación. A pesar de que en los últimos años los costes de generación han

descendido entre un 10% y un 20%, la retribución sigue siendo muy inferior a dichos

costes en la mayoría de los países europeos.


Únicamente España, Italia, Francia, Portugal y la República Checa disponen de unos

niveles de retribución suficientes para cubrir los costes. En todos ellos el sistema de

apoyo a la fotovoltaica se basa en tarifas reguladas (en Italia hay un sistema de

“certificados verdes” pero las instalaciones fotovoltaicas pueden optar por tarifas

reguladas). Los países que cuentan con un sistema de cuotas no están logrando

desarrollar esta tecnología debido, entre otras razones, a que este sistema promueve

únicamente las tecnologías más competitivas, como la eólica, frente a otras que resultan

más caras al no haber alcanzado la madurez tecnológica.


Capítulo 4Evolución de la capacidad

instalada y la energía generada a

partir de fuentes renovables en

España y Europa

4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a

partir de fuentes renovables en España y Europa

La seguridad jurídica, los mecanismos de apoyo y el potencial de renovables han

condicionado la evolución de las renovables en Europa. Anteriormente se examinaron

los mecanismos de apoyo y la seguridad jurídica y en este capítulo se van a analizar

como estos factores, y en menor medida el potencial de renovables, han condicionado

la evolución de estas tecnologías en los distintos estados miembros.

Alemania, Dinamarca y España se han convertido en modelos de referencia ya que

los sistemas de apoyo por los que se ha optado en estos países han demostrado ser

eficaces lográndose un incremento significativo de estas tecnologías en el mix

energético.

4.1 Las energías renovables en la Unión Europea

El desarrollo sostenible y la disminución de la dependencia energética exterior han

sido los elementos centrales de las políticas energéticas europeas en los últimos años.

La Unión Europea tiene una elevada dependencia energética debido a la escasez de

recursos fósiles autóctonos, siendo sus principales proveedores Rusia y Noruega. Con

respecto al petróleo, las importaciones a Rusia y Noruega constituyen el 30% y el 16%

del total, respectivamente. Rusia también es el principal suministrador de gas ya que

un 40% de las importaciones provienen de este país, seguido de Noruega con un 23%.

La siguiente tabla muestra la dependencia energética de los distintos Estados

miembros de la Unión Europea, así como la media.

4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 88

Estado miembro Consumo bruto de

energía (Mtoe)

Importaciones netas ( importaciones

menos exportaciones)

Dependencia energética

(importaciones entre consumo bruto)

Chipre 2,6 3 100,0% Malta 0,9 0,9 100,0%

Luxemburgo 4,7 4,7 98,9% Irlanda 15,5 14,2 90,9% Italia 186,1 164,6 86,8%

Portugal 25,3 21,6 83,1% España 143,9 123,8 81,4% Bélgica 60,4 53,5 77,9% Austria 34,1 24,9 72,9% Grecia 31,5 24,9 71,9% Letonia 4,6 3,2 65,7% Lituania 8,4 5,5 64,0%

Eslovaquia 18,8 12 64,0% Hungría 27,8 17,3 62,5%

Alemania 349 215,5 61,3% Finlandia 37,8 20,9 54,6%

UE 27 1825,2 1010,1 53,8% Eslovenia 7,3 3,8 52,1%

Francia 273,1 141,7 51,4% Bulgaria 20,5 9,5 46,2% Holanda 80,5 37,2 38,0%

Suecia 50,8 19,8 37,4% Estonia 5,4 1,9 33,5%

Rumania 40,9 11,9 29,1% República Checa 46,2 12,9 28,0%

Reino Unido 229,5 49,3 21,3% Polonia 98,3 19,6 19,9%

Dinamarca 20,9 -8,1 -36,8%

En la tabla se puede observar que la dependencia energética media en la Unión

Europea alcanza el 53,8 %, siendo Dinamarca el único país exportador.

En España la dependencia energética del exterior es muy elevada llegando al 81,4 %.

Esto lo convierte en el séptimo país de la UE con una mayor dependencia y el cuarto,

sin tener en cuenta a Chipre, Malta y Luxemburgo.

Uno de los instrumentos propuestos por la Unión Europea para reducir esta

dependencia son las energías renovables, que además contribuyen a lograr un

desarrollo sostenible y alcanzar los compromisos de Kyoto, con respecto a la reducción

de las emisiones de efecto invernadero.

La nueva Directiva europea obliga a que en 2020 un 20% del consumo final de

energía en la UE proceda de fuentes de energía renovables. La situación actual se

muestra en el siguiente gráfico.

Por tanto Europa todavía se encuentra lejos de cumplir los objetivos y los Estados

miembros deberán hacer importantes esfuerzos para cumplir sus objetivos nacionales y

lograr alcanzar el objetivo global del 20%. En cuanto a la producción eléctrica, este


objetivo del 20% supone que aproximadamente un 35% de la electricidad se genere a

partir de fuentes de energía renovables. Para ello se han implantado mecanismos de

apoyo a las energías renovables, ya que, al resultar estas tecnologías más caras y no

estar todavía los costes de las tecnologías convencionales totalmente internalizados, es

necesario establecer un marco legal estable que asegure una rentabilidad razonable a

los inversores. Estas medidas han tenido resultados importantes, favoreciendo el

desarrollo de las energías renovables y, especialmente, de la eólica.

4.1.1 Capacidad instalada

El desarrollo de las energías renovables ha estado liderado por unos pocos países y

el rango de tecnologías también ha sido limitado, siendo la energía eólica la que ha

experimentado un crecimiento superior.

La apuesta europea por los ciclos combinados y la energía eólica ha hecho que estas

dos tecnologías hayan experimentado en los últimos años un crecimiento neto mucho

mayor que el resto de energías. Sin embargo, la participación de la energía eólica en el

mix energético es, todavía, únicamente del 7%, manteniéndose los combustibles fósiles

como tecnologías dominantes.

En los que respecta al cumplimiento de los objetivos establecidos para las distintas

tecnologías, únicamente la energía eólica se ha acercado a las previsiones, ya que a

excepción de la biomasa, las otras tecnologías apenas se han desarrollado y los

objetivos que se establecieron para la biomasa eran muy ambiciosos y no se han

cumplido las expectativas.

Esto ha motivado nuevas medidas para dar un nuevo impulso a las energías

renovables, especialmente a la biomasa y a la energía solar. Estas medidas han

favorecido un fuerte crecimiento de la energía solar fotovoltaica en 2008, sobretodo en

España donde se estima que se han instalado más de 2900 MW, que constituye casi un

70% del total instalado en la UE en 2008. A pesar de que también se han implantado

nuevas medidas para fomentar la biomasa, el desarrollo de esta tecnología continúa

siendo limitado y su crecimiento continúa estando por debajo de lo esperado.


Con estos 4200 nuevos MW de potencia fotovoltaica, la capacidad instalada de esta

tecnología en la Unión europea en 2008 ha alcanzado los 9533 MW. Más de un 90% de

esta potencia está ubicada en Alemania y España como puede verse en el siguiente

gráfico.

Capacidad instalada fotovoltaica UE 2008

IT3%

ES36%

DE56%

BEBGCZDKDEEEIEGRESFRITCYLVLTLUHUNLATPLPTROSISKFISEGB

Alemania es el país donde la energía solar fotovoltaica ha experimentado un mayor

desarrollo, seguido de España, donde se ha producido un espectacular crecimiento en

2008, debido al régimen retributivo que establecía el RD 661/2007 para esta tecnología.

Se podría pensar que estos dos países son los que disponen de mayor cantidad de

recurso solar y, por ello, son los que han alcanzado un mayor desarrollo. Sin embargo,

el mapa de potencial fotovoltaico europeo demuestra que tan importante es disponer

del recurso, como diseñar un marco regulatorio adecuado.


Mientras España es el país de la UE que cuenta con mayor potencial de recurso

solar, el potencial de Alemania es mucho menor que el de países como Italia, Grecia o

Francia, donde a pesar de disponer del recurso, no se ha establecido un marco

regulatorio adecuado que incentive la inversión.

En Italia se revisó el marco regulatorio para la fotovoltaica en abril de 2007

estableciéndose, únicamente para esta tecnología, un sistema de tarifas reguladas que

ha dado buenos resultados ya que 2008 Italia ha incrementado su capacidad

fotovoltaica de 120 a 317 MW. Actualmente es el tercer país de la Unión Europea por

capacidad fotovoltaica instalada, con un 3% del total, aunque a gran distancia de

Alemania y España, con un 56% y un 36% respectivamente.

Con respecto a la energía eólica, la capacidad instalada está más repartida entre los

distintos países que en el caso en el fotovoltaico. Aún así, Alemania y España siguen

teniendo los porcentajes más elevados, un 38% y un 24% respectivamente.

Capacidad instalada eólica UE 2008

PT5%

GB5%

IT6%

FR5%

DK5%

DE38%

ES24%

BEBGCZDKDEEEIEGRESFRITCYLVLTLUHUNLATPLPTROSISKFISEGB

4.1.2 Producción eléctrica

En cuanto a la producción eléctrica, el cumplimiento del objetivo del 20% supone

que un 35% de la electricidad se genere a partir de fuentes de energía renovables.

La evolución de la producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables

(sin incluir la hidráulica) se muestra en el siguiente cuadro.


Después de la hidráulica, la energía eólica y la biomasa son las tecnologías

renovables predominantes. La biomasa ya venía suponiendo una parte importante del

mix de renovables desde 1990 mientras que el desarrollo de la energía eólica se produjo

a partir del año 2000 alcanzándose en 2006 una producción eólica de 82,2 TWh.

En 2006 la producción de renovables fue de 493 TWh (337 TWh de hidráulica y 156

TWh del resto de renovables), es decir, un 15,72% de la electricidad total producida.

Suponiendo un crecimiento anual de la demanda del 1,5%, para cumplir los objetivos

de la directiva en 2020, 1300 TWh deberán proceder de fuentes renovables. Esto

supone un reto relativo al desarrollo de la red para lograr integrar, sin poner en peligro

la seguridad del sistema, más de 800 nuevos TWh de renovables, tratando además de

no distorsionar el mercado.

El siguiente cuadro muestra como han evolucionado la cuota de renovables en los

distintos Estados Miembros entre 2004 y 2006, así como la evolución con respecto al

cumplimiento de los objetivos indicativos establecidos por la Unión Europea para

2010.

En el periodo 2004-2006, Irlanda, Portugal e Italia fueron los países que

experimentaron un mayor crecimiento de renovables en su mix energético, superando

en 2006 en más de 2,5 puntos porcentuales la participación de renovables en la

producción eléctrica que tenían en 2004. Sin embargo Portugal, a pesar de este

incremento sigue presentando una cuota de renovables inferior a la de 1997 y por tanto

se encuentra lejos de cumplir los objetivos de 2010. Irlanda e Italia, se encuentran más

cerca de cumplir sus objetivos pero deberán llevar a cabo un esfuerzo importante para

ello.


El crecimiento en Alemania ha sido ligeramente menor, del 2%, pero con este

incremento, en 2006 ya se supero el objetivo previsto para 2010.

El incremento en Holanda y Bélgica fue muy significativo, ya que, pese a su escasa

extensión geográfica, en 2006 superaron en 2,2 y 1,7 puntos porcentuales,

respectivamente, la cuota de renovables de 2004. Holanda estaría así en una situación

muy favorable para cumplir los objetivos propuestos para 2010.

En Dinamarca a pesar de que el incremento de las renovables entre 1997 y 2004 fue

muy significativo, la cuota de renovables descendió en el periodo 2004-2006.

La evolución de los distintos países también ha estado condicionada por su propio

mix de renovables.

Estructura de la electricidad generada a partir de fuentes de

energía renovables en la UE en 2006


Como puede observarse en el cuadro anterior, la estructura de renovables no es

homogénea, presentando diferencias significativas entre los distintos Estados

miembros.

En cinco países, Francia, Letonia, Lituania, Eslovaquia y Eslovenia, la tecnología

dominante es la hidráulica, ya que supone más del 90% del total. En Austria, Suecia,

República Checa, Italia y Portugal, la electricidad generada a partir de recursos

hidráulicos supone más del 70 % del total.

Dinamarca e Irlanda son lo países con una mayor proporción de energía eólica,

suponiendo ésta el 62% de la electricidad generada a partir de fuentes renovables. Les

siguen Alemania, Estonia y España, donde esta tecnología supone más de un 40% del

total.

Con respecto a la biomasa y biogás, Hungría, Bélgica y Holanda, con un 83%, 70% y

64%, respectivamente, son los países con una mayor participación de estas tecnología

en el mix de renovables. Les siguen Finlandia, Reino Unido y Polonia, donde la energía

producida a partir de biomasa y residuos representa más de un 40% del total de

renovables.

Italia, con un 11% de energía geotérmica, es el único Estado miembro donde esta

tecnología tiene una presencia significativa. La primera planta geotérmica se construyó

en Larderello en 1904.

Es significativo señalar la relevancia de la energía fotovoltaica en Luxemburgo,

donde supone un 8% del mix de renovables. En 2006 únicamente en este país y en

Alemania el peso de esta tecnología en el mix de renovables superaba el 2 % del total.

Sin embargo, el crecimiento experimentado en 2008 por la energía fotovoltaica en

España ha hecho que en estos momentos esta tecnología suponga más de un 3% del

mix de renovables español.

4.2 Las energías renovables en España

En España el sistema de apoyo de tarifas reguladas y primas adoptado se ha

traducido en un incremento muy significativo de las energías renovables en el mix

energético. Por tanto, se ha mostrado como un modelo eficaz pero con un coste elevado

que impacta en el déficit tarifario.

El objetivo nacional establecido por la Directiva europea para España es alcanzar el

20% de renovables en la estructura del consumo final de energía. El siguiente cuadro

muestra la participación de las renovables en el consumo final de energía en 2006. En

ese año la cuota de renovables en dicho consumo final fue del 7,82%.

Este objetivo nacional del 20% del consumo final va a recaer sobre todo en la

producción eléctrica y va a suponer aproximadamente el 40% de la electricidad

generada proceda de fuentes de energía renovables. Como se puede observar en el

siguiente gráfico, a pesar de que desde 2005 la participación de las renovables en la


demanda eléctrica está creciendo, este porcentaje es todavía del 23% por lo que no se

espera llegar a cumplir el objetivo del 30 % propuesto para 2010 en el Plan de Fomento

de Energías Renovables 2005-2010. Este objetivo no era obligatorio, sin embargo, si lo

son los objetivos propuestos por la Directiva europea para 2020, por tanto, España

deberá llevar a cabo un esfuerzo importante para atraer la inversión y lograr cumplir

su objetivo nacional.

Participación de las renovables en el consumo eléctrico neto

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008

GW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

Hidráulica EólicaSolar fotovoltaica BiomasaDemanda b.c. Renovables/demanda b.c.(%)

Además también se debe señalar que al soportar el sector eléctrico el mayor peso en

el cumplimiento del objetivo, también soportará la mayor parte de los costes derivados,

entre otros, de los sistemas de apoyo al régimen especial, que no afectarán, en cambio a

otros sectores, como el petróleo o el gas. Por tanto para lograr un reparto de los costes

más equitativo, se podría introducir algún impuesto sobre los hidrocarburos destinado

a sufragar el coste de las energías renovables.

4.2.1 Capacidad instalada y producción eléctrica.

Según datos de la Comisión Nacional de la Energía, el mix energético en España en

cuanto a capacidad instalada y producción eléctrica es el siguiente.

La energía eólica supone ya un 18% del parque de generación español en términos

de potencia instalada y un 11% de la producción eléctrica en 2008 se generó a partir de

este recurso.


Es significativo señalar que el régimen especial junto con la hidráulica supone un

50% de la potencia instalada pero sólo un 31% en el mix de producción.

En los siguientes gráficos se muestra la evolución de la capacidad instalada y de la

producción de régimen especial. En estos se puede comprobar la eficacia del marco

español de apoyo al régimen especial, cuya capacidad instalada ha pasado de poco más

de 6.000 MW en 1998 a 28.763 MW en 2008.

fUENTE

Evolución de la capacidad instalada de RE

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Cogeneración Hidráulica RE EólicaBiomasa Residuos Tratamiento de residuosSolar fotovoltaica

Fuente CNE

La energía eólica se viene desarrollando desde el año 2000 mientras que la

fotovoltaica lo ha hecho en los últimos dos años. La cogeneración y la hidráulica de

régimen especial no han incrementado de una forma significativa su capacidad

instalada manteniendo valores similares a los de 1998. En España los mecanismos de

apoyo no se han mostrado eficaces en lo que respecta a la biomasa, que actualmente

sólo representa un 2% de la potencia instalada de régimen especial.

Evolución de la producción de RE

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

h


Fuente CNE

En cuanto a la producción, también destaca el desarrollo de la eólica que en 1998

sólo suponía un 6,6% de la producción de régimen especial mientras que en 2008 un

46,3% de dicha producción se generó a partir del recurso eólico, siendo la tecnología

renovable que produjo más GWh, superando incluso a la hidráulica.

4.2.1.1 Energía eólica

En España, la energía eólica es la tecnología renovable que ha experimentado un

mayor desarrollo en la última década.


Evolución de la potencia eólica instalada (MW)

1.6862.296

3.508

5.0666.324

8.522

10.097

11.891

14.423

15.709

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Fuente CNE

En cuanto a potencia instalada, fue en 2004 y 2007, bajo el impulso del Real Decreto

436/2004 y del Real Decreto 661/2007 respectivamente, cuando se instalaron más MW.

En 2008 se instalaron 1286 MW, mientras que 2007 la capacidad aumentó en 2532 MW,

siendo el año histórico de mayor crecimiento.

Fuente CNE

Un efecto muy significativo del Real Decreto 436/2004 fue que, al establecerse la

posibilidad de que los productores fueran al mercado cobrando además del precio

casado una prima, estos empezaron a optar por ir al mercado en vez de vender a los

distribuidores a una tarifa regulada, de forma que en 2006 ya un 93,5% de la

producción se vendía en el mercado, mientras que en 2004 este porcentaje era

únicamente del 2,5%.

Sin embargo el marco legal anterior, no había conseguido incentivar la participación

de los productores eólicos en el mercado, ya que, como se puede observar en el gráfico,

hasta 2004 todos los productores vendían a tarifa ya que las primas establecidas en el

RD 2818/1998 no resultaban atractivas para los inversores y las medidas introducidas

en el Real Decreto 841/2002 para fomentar la participación de estas instalaciones en el

mercado tampoco tuvieron un impacto significativo.

Evolución de la producción eólica (GWh)

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Venta a tarifa Participación en el mercado de ofertas

Fuente CNE

Por comunidades autónomas, Castilla La Mancha, Galicia y Castilla y León son las

que tienen una mayor potencia instalada. Entre las tres suman un 60% de la potencia

eólica instalada en España.


Galicia, la zona este de Castilla La Mancha y Aragón son las áreas con más MW

instalados por km2 mientras que Extremadura no cuenta con ningún parque eólico.

El caso canario es significativo ya que pese a su escasa extensión geográfica cuenta

con 146 MW, que dado el abundante recurso eólico en esta área supone una

producción en MWh importante.

Fuente CNE

4.2.1.2 Energía solar fotovoltaica

Como ya se ha comentado en capítulos anteriores de esta tesis, el régimen

retributivo establecido para las instalaciones fotovoltaicas en el RD 661/2007 resultaba

muy atractivo para los inversores y la capacidad instalada pasó de 547 MW a 2973 MW

en 2008.


Número de instalaciones fotovoltaicas

42 192 788 1.5663.233

5.328

9.720

19.967

46.730

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Fuente CNE

Fuente CNE

Fuente CNE Fuente CNE

Con el nuevo Real Decreto que establece unos cupos de potencia se espera un

crecimiento anual de 400 MW.

Por comunidades, la capacidad se concentra sobretodo en la mitad sur, donde el

recurso solar es mayor, siendo Castilla La Mancha la que dispone de más MW

instalados, seguida de Andalucía y Extremadura.

Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW)

12 23 48 146

695

3342

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2003 2004 2005 2006 2007 2008


4.2.1.3 Biomasa

Esta tecnología tiene un peso muy limitado dentro del mix de renovables, a

diferencia de otros estados europeos, como Suecia, Finlandia o Hungría, donde supone

una parte muy importante de dicho mix.

El objetivo establecido por el Plan de Energías Renovables 2005-2010 es alcanzar en

2010 una potencia instalada de biomasa de 2.039 MW. Sin embargo, al ritmo actual,

este objetivo resulta demasiado ambicioso, ya que ni el régimen retributivo establecido

por el Real Decreto 436/2004, ni el del Real Decreto 661/2007 han resultado lo

suficientemente atractivos para los inversores y desde 2004 únicamente se han

instalado 142 MW.

Evolución de la capacidad instalada de biomasa

81 88

144

216

316

416431

475516

532558

0

100

200

300

400

500

600

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Fuente CNE

Producción a partir de biomasa

1.9481.9081.8851.7571.7011.6531.5811.549

1.4561.4261.287

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

h

Fuente CNE

4.2.1.4 Energía hidráulica

Únicamente las instalaciones hidráulicas de menos de 50 MW pueden acogerse al

régimen especial, percibiendo unas tarifas reguladas por cada MWh producido. Sin

embargo, estas tarifas no han resultado lo suficientemente favorables para superar las

numerosas barreras (dificultad para encontrar nuevos enclaves, largos procesos

administrativos…) y atraer la inversión.

En la última década únicamente se han construido 661 nuevos MW de mini

hidráulica. Además se observa que los reales decretos de 2004 y 2007 no han tenido un

impacto significativo.


Capacidad hidráulica instalada de RE (menos de 50 MW)

1.9481.9081.8851.7571.7011.653

1.5811.5491.4561.426

1.287

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Fuente CNE

Producción hidráulica

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

h

Hidráulica RO Hidráulica RE (menos de 50MW)

Fuente CNE

4.2.2 Retribución al Régimen Especial

Los sistemas de apoyo al régimen especial han resultado eficaces pero a la vez han

supuesto un importante desembolso económico para el sector eléctrico. Hasta 2007

todavía convivían, por las distintas disposiciones transitorias, cuatro esquemas

retributivos correspondientes a los reales decretos del año 1994, 1998, 2004 y 2007.

Fuente CNE

El Real Decreto 436/2004 y el Real Decreto 661/2007 impulsaron definitivamente el

desarrollo de las renovables en España pero también han supuesto un incremento de la

retribución total de 1500 millones de euros y 2200 millones de euros, respectivamente.

Hasta 2004 los niveles de retribución se mantuvieron por debajo de los 3000

millones de euros mientras que entre 2004 y 2007 superaron los 4000. En 2008, esta

retribución total se incremento hasta los 6832 millones de euros. Este incremento se ha

debido sobretodo a la retribución a las nuevas instalaciones fotovoltaicas, que perciben

una elevada retribución, ya que la producción de régimen especial, como puede

observarse en el gráfico anterior, no aumentó sustancialmente con respecto a 2007.


Por tanto se observa que los incrementos del coste total del sistema de apoyo al

régimen especial han estado más ligados a los cambios normativos que a la propia

producción.

En 2007 el coste medio del régimen especial por MWh producido fue de 80,85 euros.

En 2008 este valor ascendió a 98,65 €/MWh, sobretodo, como ya se ha comentado, por

el impacto de la nueva fotovoltaica.

Retribución total al RE

1.6481.965

2.386 2.5882.880

4.2794.554 4.674

6.832

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

mill

ones

de

€

Fuente CNE

Durante el periodo 2004-2008 el régimen especial ha percibido una retribución total

de 23.532 millones de euros lo que supone un impacto importante en el déficit tarifario

ya que, en España, la previsión del coste de todo el sistema eléctrico en 2008 era de

más de 28000 millones de euros.

Con respecto al reparto de la distribución, como se puede observar en los siguientes

gráficos, la mayoría de las tecnologías tienen perciben una retribución total acorde con

su peso en el mix de producción de régimen especial. En el caso de la eólica y la

cogeneración esta retribución es ligeramente inferior, mientras que el caso más

significativo es el fotovoltaica, ya que únicamente supone un 3% en el mix pero percibe

un 14% de la retribución total al régimen especial.

Reparto de la retribución al RE en 2008

COGENERACIÓN27%

SOLAR14%

EÓLICA42%

HIDRÁULICA RE6%

BIOMASA4%

RESIDUOS3%

TRAT.RESIDUOS4%

Fuente CNE

Mix de renovables 2008

COGENERACIÓN31%

SOLAR3%

EÓLICA46%

HIDRÁULICA RE7%

BIOMASA4%

RESIDUOS4%

TRAT.RESIDUOS5%


En España el coste del régimen especial lo sufragan los consumidores vía tarifas.

4.3 Las energías renovables en Alemania

El objetivo nacional establecido por la Directiva europea para Alemania es alcanzar

el 18% de renovables en la estructura del consumo final de energía. El siguiente cuadro

muestra la participación de las renovables en el consumo final de energía en 2007. En

ese año la cuota de renovables en dicho consumo final fue del 8,6%, un 2,8% más que

en 2005. La biomasa es la tecnología renovable predominante, seguida de la energía

eólica y la hidráulica.

4.3.1 Capacidad instalada y producción eléctrica

Para cumplir el objetivo establecido por la Directiva, el mayor peso va a recaer en el

sector eléctrico. Al igual que en España, el marco de apoyo establecido para las

renovables ha favorecido un importante desarrollo de estas tecnologías. La Ley de

Energías Renovables (EEG) del año 2000 y la nueva Ley de Energías Renovables (EEG)

del año 2004 han permitido un incremento de la potencia instalada de casi 24000 MW

con respecto al año 2000.

La ley del año 2000 fomentó casi exclusivamente el desarrollo de la energía eólica,

mientras que con la revisión del año 2004 se ha logrado también incrementar la energía

fotovoltaica y la biomasa, aunque no de forma tan significativa como ha ocurrido con

el caso eólico.

Al aumentar la capacidad instalada, la producción a partir de renovables también

ha experimentado un crecimiento muy significativo en la última década. La

producción eólica y de biomasa suponen más de un 75% del mix de producción de

renovables. A pesar de que la potencia instalada de biomasa es mucho menor que la

eólica, su producción es comparable, dada la intermitencia del recurso eólico.


4.3.1.1 Energía eólica

Alemania es el estado europeo que cuenta con una mayor potencia eólica instalada,

alcanzando en 2007 los 22.247 MW. El mayor ritmo de crecimiento correspondió al

periodo 2000-2003 en el que se instalaron casi 8500 MW (2800 MW anuales de media),

pero, a pesar de que en los últimos años este ritmo se ha ralentizado, sigue creciendo el

parque eólico y en 2007 se instalaron más de 1600 MW.


En lo que respecta a la energía solar, el esquema retributivo establecido en la nueva

Ley de Energías Renovables (EEG) del año 2004 ha atraído nuevas inversiones,

incrementándose la potencia hasta los 3811 MW en 2007 frente a los 408 MW que había

instalados en el año 2003.


4.3.1.3 Biomasa

Al igual que en caso de la energía solar fotovoltaica, la nueva Ley de Energías

Renovables (EEG) del año 2004 ha supuesto un impulso muy importante para la

producción de electricidad a partir de biomasa. En 2004 únicamente había instalados

1550 MW mientras que en 2007 la capacidad ascendía a más del doble, 3238 MW.

Alemania establece una retribución favorable para esta tecnología, pudiendo los

productores llegar a obtener más de 20 centeuro/kWh, ya que hay además de una

tarifa fija hay bonus tecnológico, por cogeneración…

En España, a pesar de que la retribución a la biomasa oscila entre los 10.754

ct€/kWh y los 15.889 ct€/kWh, no alcanzando por tanto valores tan elevados como en

Alemania. Esta sería una de las razones que explicaría el que el desarrollo de esta

tecnología en Alemania este siendo mayor que en España.


La energía hidráulica instalada ha aumentado ligeramente en la última década

pasando de 4547 MW instalados en 1999 a 4720 MW en 2007.

Este crecimiento no ha sido muy significativo ya que, en general, únicamente las

instalaciones nuevas de menos de 5 MW pueden percibir la tarifa regulada.


4.3.2 Retribución

Desde la entrada en vigor de la Ley de Energías Renovables (EEG) del año 2000, el

coste total del sistema de primas ha experimentado un aumento muy importante.

En 1999, con el marco legal anterior, el coste total no alcanzaba los 1000 millones de

euros mientras que en 2004 era ya de 3610 millones de euros. Esta tendencia se acentuó

aun más a partir de 2004 con la nueva Ley de Energías Renovables (EEG) que

pretendía incentivar a los promotores a invertir en aquellas tecnologías que todavía no

se habían desarrollado ya que tenían un coste más elevado, lo que se ha traducido en

costes más elevados para el sistema.

En 2007 el coste del este sistema de tarifas reguladas ascendía ya a 7900 millones de

euros, produciéndose bajo este régimen retributivo 67.100 MWh. Esto supone que el

coste medio por MWh en 2007 fue de 119 euros. Este valor es más elevado que en el

caso español donde, en 2007, la retribución media a las instalaciones de régimen

especial fue de 80,85 MWh. Tanto en España como en Alemania este ratio se está

incrementando por la entrada en el sistema de tecnologías más caras, como la

fotovoltaica. 4.4 Las energías renovables en Dinamarca

En Dinamarca la biomasa y la energía eólica son las fuentes más importantes de

energía renovable con un 70% y un 20% del total, respectivamente.

Production of renewable energy 2007130156 TJ

20%

70%

3% 4%

3% Solar energyWind powerHydro powerGeothermal energyBiomassBiogasBio dieselHeat pumps

Sources: Danish Energy agency


En Dinamarca, el objetivo nacional establecido por la directiva europea es alcanzar

el 30% de renovables en el consumo final de energía en 2020. En 2005, la cuota de

renovables era del 17% y en 2007 alcanzó el 19%. Si continúa este ritmo de crecimiento,

Dinamarca no tendrá grandes problemas para cumplir sus objetivos, sin embargo, la

actual crisis financiera mundial, puede frenar esta tendencia.

Dinamarca es un país exportador de energía eléctrica, ya que dispone de potentes

interconexiones que le han permitido exportar parte de su producción, incluida la de

renovables, a los países vecinos, Noruega, Alemania y Suecia.


a


La energía eólica es la tecnología que ha experimentado un mayor desarrollo,

sobretodo en los años 90, como puede observarse en el siguiente cuadro.



En 2007, el 28% del consumo eléctrico danés se cubrió con electricidad generada a

partir de Fuentes de energía renovables.

Ese año la producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables ascendió a

38415 TJ, siendo la eólica con un 67% del total la tecnología que tuvo un mayor peso en

el mix eléctrico de renovables, seguida de la biomasa.


Renewable electricity production 200738415 TJ

0%

0%

67%

3%

30%Wind powerHydro powerBiomassBiogasSolar energy

Para intentar desarrollar otras tecnologías, además de la eólica y la biomasa, se

estableción una prima para el resto de tecnologías de 60 ore/kWh, pero aún así dicho

desarrollo ha sido muy limitado y en 2007 la energía eólica y la biomasa representaban

más del97% del mix eléctrico de renovables.

Máximo establecido para la suma del precio de mercado más la prima

(ore/kWh)

Onshore 33

Offshore 35,3

30

60

Eólica

Tecnología

Biomasa

Otras (aquellas conectadas entre el 22 de abril de 2004 y el 31 de diciembre de 2008

o las clasificadas de gran importancia estratégica por las autoridades danesas)

4.4.1.1 Energía eólica onshore

Dinamarca, es junto con Alemania y España, el estado miembro donde la energía

eólica onshore ha experimentado un mayor desarrollo.



En el año 2001 alcanzó los 2500MW, siendo el tercer país de la UE, por detrás de

Alemania y España, en potencia instalada. En 2007 la potencia eólica superaba los 3000

MW, pero el desarrollo de esta tecnología de otros estados miembros, ha hecho que

ahora sea el sexto país de la UE en potencia instalada.


Mientras que en 1990 únicamente se fabricaban turbinas de menos de 500 kW , en la

actualidad la mayoría son de entre 500 y 1000 Kw y ya hay un porcentaje importante

de más de 2000 Kw. Esto supone una reducción importante del coste por MWh,

haciendo a esta tecnología más competitiva.

4.4.1.2 Energía eólica offshore

Dinamarca es, después de Reino Unido, el estado miembro que dispone de más

potencia instalada eólica offshore, con 409,15 MW. Sus características geográficas y su

experiencia en energía eólica onshore han favorecido el desarrollo de esta tecnología.

Actualmente, dos nuevos parques, de 200MW cada uno, están en construcción.


El desarrollo de esta tecnología ha sido escaso debido a que el recurso solar en

Dinamarca es bastante limitado y se ha preferido apostar por otras tecnologías como la

energía eólica o la biomasa, que, al disponer de mayores recursos, resultan más

competitivas.



5,6795,0994,521

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2006 2007 2008

Producción eléctrica

0

10

20

30

40

50

1994 1996 1998 2000 2004 2005 2006 2007

TJ

4.4.1.3 Biomasa

En los últimos años la producción eléctrica a partir de biomasa y biogás se ha

mantenido estable. En 2007 fue de 12.482 TJ, ligeramente inferior a la de 2006.


Electricidad generada a partir de biomasa y biogás

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1994 1996 1998 2000 2004 2005 2006 2007

TJ

BiogásBiomasa

4.5 Las energías renovables en Reino Unido

Reino Unido tiene que alcanzar un 15% de renovables en su consumo final de

energía en 2020, partiendo de una situación inicial de un 1,3% en 2005. En 2007 la cuota

de renovables en el consumo final bruto de energía alcanzó, según el Departamento de

Negocios e Innovación inglés (Department for Business, Innovation and Skills) el 1,78,

sólo cinco puntos porcentuales más que en 2005. Por tanto, Reino Unido deberá llevar a

cabo un esfuerzo muy importante si quiere cumplir este objetivo vinculante impuesto

por la nueva Directiva europea de renovables.



Reino Unido tiene que alcanzar un 15% de renovables en su consumo final de

energía La biomasa es la tecnología predominante, con un 81,6%, seguida de la éolica

(8,8%) y la gran hidráulica (7,6), superando por primera vez la eólica a la hidráulica. El

1,8% restante lo constituyeron la energía solar, la mini hidráulica y los acuíferos

geotérmicos.

De la energía producida a partir de fuentes renovables en 2007, un 79% se

transformo en electricidad. Esto es un 4% menos que en 2004 debido a que el ritmo de

crecimiento de los biofuels en el transporte está siendo mayor que el de las renovables

en la producción eléctrica.

Aunque la biomasa es la tecnología predominante en el mapa energético, la energía

eólica e hidráulica tienen un peso mayor en lo que a producción eléctrica se refiere,

como se verá en el siguiente apartado, debido a que estas tecnologías están destinadas

exclusivamente a la producción de electricidad, no teniendo otros usos energéticos,

como si ocurre con la biomasa.


En Reino Unido, el mecanismo de apoyo a las energías renovables era un sistema de

subastas que en 2002 fue sustituido por un sistema de cuotas con certificados verdes.

En el siguiente gráfico se puede comprobar como este sistema ha resultado mucho más

efectivo que el anterior ya que se ha pasado de en 2002 a en 2006.

Source European Renewable Energy Council

Pero, como se puede comprobar en el gráfico, este crecimiento de la potencia

instalada de renovables se ha debido básicamente al desarrollo de una única

tecnología, la eólica, y en menor medida, de la biomasa, ya que la experiencia ha

demostrado que el sistema de cuotas con certificados favorece el desarrollo de las


tecnologías más competitivas frente a otras que todavía presentan costes más elevados

como la solar fotovoltaica.

Por ello, en 2008 el gobierno británico introdujo algunas modificaciones en la

política energética, estableciendo una tarifa regulada, que entrará en vigor en abril de

2010, para aquellas proyectos hasta 5 MW, con el objetivo de incentivar el desarrollo de

las renovables a pequeña escala, lo que probablemente favorecerá el desarrollo de

aquellas tecnologías cuya presencia actual en el mix de renovables así como la

existencia de una generación más distribuida.

Estas tarifas garantizarán a los inversores un precio fijo, reduciendo así la

incertidumbre e incrementando la rentabilidad de las inversiones. Las instalaciones

fotovoltaicas, la micro-hidráulica y la microeólica, así como instalaciones de

cogeneración (para éstas el límite serán 50 MW), podrán acogerse a estas tarifas.

Con respecto al mix de producción de renovables actual, los biofuels, seguidos de la

hidráulica y la energía eólica, son las tecnologías predominantes.

Electricity production from renewables 200618.132 GWh

20%4%

3%

23%

50%

0,04%Wind onshoreWind offshoreSolar PVHydro Small ScaleHydro Large ScaleBiofuels

Fuente Ofgem

Con esta producción, la cuota de renovables en la generación eléctrica total fue del

4,6%. En 2005 este valor ascendió a 5,17%. En 2020 el objetivo es que en 2020 un 20% de

la energía eléctrica proceda de fuentes de energía renovables.


El gobierno ingles publicó en junio de 2008 la Estrategia de las Energías Renovables

(Renewable Energy Strategy) que propone que en 2020 haya 14 GW energía eólica

onshore y 14 GW de offshore. De esta forma se incrementaría casi 8 veces la potencia

instalada actual y supondría un paso muy importante de cara al cumplimiento, en el

marco de la nueva directiva europea, del objetivo de que el 15% de consumo final de

energía en Reino Unido proceda de fuentes renovables.

Los parques eólicos se concentran en el norte y oeste del país ya que son estas áreas

las que disponen de mayores recursos eólicos.

December 2007

Only turbines above 225kW are shown as this is the lower limit of large scale wind.


Reino

La capacidad instalada en Reino Unido a finales de 2008 era de 3241 MW, casi seis

veces la existente en 2002. Por tanto el sistema de cuotas con certificados verdes se ha

mostrado efectivo para esta tecnología, atrayendo el interés de los inversores.

Installed capacity (MW)

3241

2406

1963

1565

933

742552474

406362

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Electricity production: wind (GWh)

850947 965

12561285

1935

2904

4225

5274

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Source EWEA


Reino Unido es el país de la Unión Europea con mayor potencia eólica offshore

instalada. En 2008 entraron en funcionamiento los parques eólicos de Inner Dowsing y

Linn, con 81 MW cada uno (está programado que cada uno de estos parques tengan

finalmente una capacidad de 97 MW, estando la parte restante en construcción) con lo

que la potencia instalada a finales de 2008 era 566 MW y había 302 MW en

construcción.

Source EWEA

A diferencia de Dinamarca donde esta tecnología empezó a desarrollarse en 1991 y

el ritmo de crecimiento más intenso se produjo entre 2000 y 2003, el desarrollo de la

eólica offshore en Reino Unido se ha producido en los últimos 5 años ya que fue en

2003 cuando se puso en marcha el primer parque eólico marino.

Este se ha producido en tres fases o rondas, en 2000, 2003 y 2008. En cada una de

ellas se separan las posibles zonas para el desarrollo de parques eólicos y se invita a las

compañías a pujar por estos sitios.


El sistema de cuotas británico no ha mostrado efectivo para aquellas tecnologías

poco competitivas, como la fotovoltaica, que todavía no tienen una madurez

comparable a la de la energía eólica. En 2008 únicamente había instalados 21,59 MW,

sólo 7,33 MW más que en 2006.



21,59

18,09

14,26

0

5

10

15

20

25

2006 2007 2008

Source European Photovoltaic Industry Association

La nueva tarifa regulada, que entrará en vigor en abril de 2010, para aquellas

proyectos hasta 5 MW, podría impulsar el desarrollo de la tecnología solar fotovoltaica

(siempre y cuando la tarifa fuera lo suficientemente elevada para cubrir los costes y

asegurar una rentabilidad razonable a los inversores) en mayor medida que el marco

normativo actual que favorece a las tecnologías más competitivas.

4.5.1.4 Biomasa

Los biofuels constituyeron el 50% de la producción eléctrica en 2006. Las tecnologías

de landfill gas y de co-combustión son las que realizaron una mayor aportación a este

50%.

Electricity production from biomass (GWh)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2002 2003 2004 2005 2006

Other

Co-firing with fossil fuels

Municipal solid wastecombustion (biodegradable partonly)Sewage slduge disgestion

Landfill gas

Fuente Ofgem

La producción eléctrica a partir de biofuels se ha incrementado en los últimos años a

un ritmo de entre 1000 y 2000 GWh anuales, pero en 2006, este aumento fue

únicamente de 259 GWh.


No todas las instalaciones hidráulicas pueden acogerse al sistema de cuotas. La

micro hidráulica (hasta 1,25MW) si que tiene derecho a participar en dicho sistema así

como la mini hidráulica (hasta 20 MW) que haya sido puesta en marcha o renovada

después de 1989. La gran hidráulica sólo tendrá derecho a percibir compensaciones si

fue puesta en marcha después de 2002 o si aumentado su capacidad, renovando la

planta existente para mejorar la eficiencia.



-

200,0

400,0

600,0

800,0

1.000,0

1.200,0

1.400,0

1.600,0

1.800,0

2003 2004 2005 2006 2007

Small scaleLarge scale

Electricity production: hydro (GWh)

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2003 2004 2005 2006 2007

Small scaleLarge scale

Source Ofgem

La evolución de la producción hidráulica ha estado determinada por la propia

hidraulicidad de cada año, ya que la capacidad instalada no ha experimentado cambios

significativos, ya que el sistema de cuotas no ha resultado eficaz para esta tecnología.

4.5.2 Retribución

Como muestra el último informe de la comisión europea, el sistema de cuotas

adoptada en Inglaterra no está resultando muy eficiente, al ser la remuneración

superior a los costes.

Los distribuidores tienen que cumplir con una cuota obligatoria de renovables.

Aquellos que no compren los certificados suficientes para cumplir con su obligación de

renovables pagarán el precio de buy out por cada MWh que no se logre entregar.

Posteriormente, lo recaudado se repartirá entre los distribuidores que si han satisfecho

su cuota proporcionalmente a los ROC´s que hayan comprado. Por ejemplo si el total

de ROC´s presentados fuera de 100 y un distribuidor hubiera presentado 30, le

corresponderá un 30% de todo lo recaudado por buy out.

De esta forma se pretende incentivar la compra de certificados pero esto sólo será

posible siempre y cuando el “valor” del ROC para el distribuidor (buy out que

perciben por cada ROC más el precio que hubieran tenido que pagar por MWh si no

hubieran cumplido su cuota) sea mayor que el coste que ha tenido. En caso contrario

sería más favorable para el distribuidor no comprar los certificados suficientes para

cumplir con su cuota y pagar el buy out. Por tanto el regulador deberá velar porque el

precio del buy-out sea el adecuado ya vaya correlacionado con los costes de las

tecnologías renovables.

Como se puede ver en el cuadro siguiente, aquellos años en los que ha bajado el

número total de ROC´s presentados, el total de buyout a repartir entre los

distribuidores ha aumentado y por tanto, al aumentar también ligeramente el precio

fijado de buy out, el “valor” total del ROC para los distribuidores ha aumentado.


2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07 2007/08

Inglaterra y Gales 8.393.972 12.387.720 14.315.784 16.175.906 19.390.016 22.857.584

Escocia 867.596 1.239.692 1.445.283 1.648.679 2.011.791 2.456.391

Irlanda del norte 208.319 216.869 237.382


Escocia 478.358 695.620 883.997 1.425.869 1.725.781 1.864.676

Irlanda del norte 41.295 18.465 39.199

Inglaterra y Gales 59% 56% 70% 76% 66% 64%

Escocia 55% 56% 61% 86% 86% 76%

Irlanda del norte 20% 9% 17%

30,00 30,51 31,39 32,33 33,24 34,30


Escocia 11.267.124 16.488.755 17.668.392 7.112.617 9.662.865 20.072.617

Irlanda del norte 5.373.877 6.628.093 5.958.966

Inglaterra y Gales 15,94 22,92 13,66 10,40 16,93 19,14

Escocia 23,55 23,70 19,99 4,99 5,60 10,76

Irlanda del norte 130,13 358,95 152,02

Inglaterra y Gales 45,94 53,43 45,05 42,73 50,17 53,44

Escocia 53,55 54,21 51,38 37,32 38,84 45,06

Irlanda del norte 162,46 392,19 186,32

Total buy out a repartir entre los

distribuidores (₤)

Buy out pagado(₤)

a los distribuidores por cada

ROC

Valor de un ROC ara un distribuidor

(₤)

Precio buy-out ₤/MWh

Obligación total (MWh)

Número total de ROC´s

presentados

Número de ROC´s/

obligación total

Fuente Ofgem

Suponiendo que el sistema funciona correctamente (es decir que resulte más

ventajoso para el distribuidor comprar certificados que pagar la penalización), el

máximo coste que tienen los certificados es igual al “valor” de dichos certificados para

el distribuidor. Por tanto la retribución máxima a los productores de renovables en

Inglaterra y Gales estaba en 2007/2008 en 53,44 ₤ (65 euros).

4.6 Las energías renovables en Italia

El objetivo obligatorio establecido por la directiva europea para Italia es alcanzar

una cuota de renovables del 17% en el consumo final de energía. En 2005 únicamente el

5,2% de la energía final consumida procedía de recursos renovables.

Este objetivo del 17%, supone que entre el 25% y el 30% de la electricidad

consumida proceda de fuentes de energía renovables. En 2007 sólo un 13,7% del

consumo eléctrico procedía de renovables y como se puede observar en los distintos

años este ratio es muy variable, al ser la energía hidráulica la tecnología con más peso

en el mix de renovables (79% en 2007) y depender por tanto, en gran medida, la

producción de que se trate de un año seco o húmedo.

RES generation vs internal electricity consumption

Source GSE



En 2007 la capacidad instalada alcanzó los 22308 MW, la mayor parte (79%),

hidráulicos. La tecnología eólica es la que ha experimentado un mayor crecimiento en

los últimos años. Italia es el país de la UE que cuenta con más capacidad instalada

geotérmica, pero en los últimos años no se ha instalado más potencia de esta

tecnología.

La producción eléctrica muestra una fuerte dependencia del recurso hídrico y, por

tanto de si es un año seco o húmedo, al ser esta la tecnología claramente dominante

en el mix de renovables.

Source GSE

RES gross capacity by source

RES gross production by source


En 1999, Italia cambió el marco legal de apoyo a las renovables pasando de un

sistema de feed-in tariff a un sistema de cuotas, en el que suele verse favorecida la

tecnología más competitiva, que en estos momentos es la energía eólica.

Desde la puesta en marcha de este sistema se ha incrementado la potencia eólica en

más de 3400 MW, pasando de 277 MW en 1999 a 3736 MW en 2008. Este crecimiento ha

sido más acusado a partir de 2004.

Source GSE


Electricity production: wind energy

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Source GSE


Al igual que para el resto de tecnologías renovables, en 1999 el mecanismo d apoyo

paso de ser feed-in tariff a un sistema de cuotas. Pero este sistema resulto ser poco

eficaz para tecnologías todavía poco competitivas como la solar, ya que los inversores

preferían otras tecnologías con costes inferiores, como la eólica, ya que los ingresos se

perciben por la venta de certificados verdes, es decir, por MWh de electricidad, sea

cual sea la tecnología renovable. Por tanto para las instalaciones eólicas los ingresos

eran los mismos, pero los costes inferiores y, por tanto resultaba más rentable para el

inversor.

En 2006 se retornó a las tarifas reguladas, pero únicamente para la tecnología solar

fotovoltaica. Este sistema ha favorecido un incremento muy importante de la potencia

instalada en los últimos tres años, al asegurar una rentabilidad razonable a los

inversores.

Source GSE

Solar PV power installed


4.6.1.3 Biomasa

Entre 1997 y 2006 la producción de biomasa se incrementó en más de 5000 GWh .

este incremento fue mayor que el de la producción eólica, a pesar de que el incremento

de potencia instalada de esta última fue mayor. Este es debido a que los parques

eólicos tienen menores horas de utilización ya que dependen de la disponibilidad del

recurso.

Sin embargo para analizar la eficacia del sistema de apoyo, lo significativo es la

capacidad instalada ya que este parámetro el que muestra si ha resultado atractivo

para los inversores y estos han construido nuevas instalaciones.

Electricity production: biomass

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Source GSE


A pesar de que la capacidad hidráulica instalada ha seguido una tendencia

ascendente, la producción ha sido muy variable, dependiendo de si era un año seco o

húmedo.

Electricity production: Hydro

0

10000

20000

30000

40000

50000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Source GSE

4.6.1.5 Energía geotérmica

Italia es el único país de la Unión Europea con una producción eléctrica geotérmica

apreciable, que se ha mantenido estable en la última década.

Electricity production: geothermal

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Source GSE


4.6.2 Retribución

Desde 1999, Italia dispone de un sistema de cuotas (excepto para la solar

fotovoltaica, que desde 2006, se adoptaron tarifas reguladas).

Los productores de energía tienen que probar que una cierta cantidad de la energía

total que produzcan proceda de fuentes renovables mediante “certificados verdes”.

Hay varios modos de obtener “certificados verdes” para satisfacer la cuota

obligatoria de renovables: generación propia de electricidad a partir de energías

renovables, compra de certificados a otras plantas de energías renovables o compra de

certificados en el mercado.

En 2007 en el mercado se intercambiaron 344.147 “certificados verdes” y el precio

medio del mercado fue de 98,78 euros por certificado. En España, en 2007, la

retribución media del régimen especial por MWh producido fue menor (80,85 euros)

pero también hay que tener en cuenta que los costes de las tecnologías renovables en

España también son ligeramente menores.

Por tanto, el volumen de ingresos a las instalaciones por la compra de certificados

en el mercado fue del orden de miles de millones de euros. Pero este no es el ingreso

total de las renovables ya que los generadores también pueden comprar certificados

directamente a otras plantas de renovables, no quedando estas transacciones

registradas en el mercado.

De he hecho, en el año 2007 en el mercado sólo se intercambiaron 344 GWh, es decir

un 0,6% de la producción eléctrica de renovables (49412 GWh).

4.7 Las energías renovables en Bélgica

El objetivo establecido por la nueva directiva europea es alcanzar el 13% de

renovables en el consumo final bruto de energía. En 2005 dicha cuota era del 2,2% y en

2007, según EurObserv’er era del 3,65%, por lo tanto todavía se encuentra lejos de

cumplir su objetivo y dada su escasa extensión geográfica es muy probable que se vea

obligado a recurrir a los mecanismos de cooperación entre estados miembros

establecidos en la directiva.


Consumo final de energía 2007

Gas26%

Calor1%

Petróleo49%

Combustibles fósiles7%

Nuclear9%

Renovables0,91%

Bombeo0,2%

Combustibles sólidos5%

Combustibles renovables

1,98%

Electricidad17%

El consumo final de energía en Bélgica está disminuyendo ligeramente en los

últimos años lo cual facilita el cumplimiento de los objetivos frente a un escenario de

crecimiento del consumo.


La tecnología predominante en el mix de renovables belga es la biomasa, al

disponer por su escasa extensión geográfica, de limitados recursos hídricos y eólicos.

Fuentes FPS Economy, SMEs, independent Professions and Energy

Fuentes FPS Economy, SMEs, independent Professions and Energy

Producción eléctrica a partir de renovables

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2000 2001 2002 2005 2006 2007

GW

h

geotérmica, solar etc.EólicaBiomasaHidráulica

Fuente EurObserv’er

En 2002 se sustituyeron las tarifas reguladas por un sistema de cuotas, similar al de

Suecia, en el que los suministradores tienen que probar mediante “certificados verdes”

que una cuota de la electricidad que venden a los consumidores finales procede de

energías renovables. Este sistema ha favorecido el desarrollo de la energía eólica y solar

cuya producción era prácticamente inexistente en 2002. En 2006 y 2007 la producción

eólica superó a la hidráulica.

Los siguientes gráficos muestran los certificados emitidos en Flandes y en Valonia.


Fuente: Vlaamse reguleringsinstantie loor de elektriciteits en gasmarkt

Source: Commission Wallonne pour l’Energie

En Flandes, en cuanto a certificados emitidos, predomina la biomasa, con un 55%,

seguida de la eólica on-shore, son un 17%. En Valonia la tecnología predominante es

también la biomasa, pero en este caso seguida de la hidráulica, ya que en esta región la

eólica supone únicamente un 9% del total de certificados emitidos.


A pesar de que la biomasa sigue siendo la tecnología predominante en el mix de

producción, la eólica está experimentando un crecimiento significativo en los últimos

años. En 2007 se alcanzaron los 491 MW de potencia instalada.

Source EWEA


A pesar de su escasa extensión geográfica, Bélgica ha logrado un desarrollo

importante de esta tecnología en los últimos dos años. En 2006 únicamente había 4 MW

instalados frente a los 71 MW de 2008.



71,19

21,524

4,161

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008


4.7.1.3 Biomasa

Es la tecnología renovable predominante en Bélgica. En 2007 se produjeron a partir

de biomasa 3643 MWh (76,29% del total de producción eléctrica a partir de renovables).

Producción eléctrica a partir de biomasa

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2000 2001 2002 2005 2006 2007

GW

h

Biomasa



Dada su escasa extensión geográfica, el recurso hídrico en Bélgica es muy limitado.

La región de Valonia es la única que cuenta con una producción hidráulica

significativa.

Producción eléctrica hidráulica

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2000 2001 2002 2005 2006 2007

GW

h

Hidráulica


4.7.2 Retribución

En Bélgica, como ya se ha comentado, los distribuidores tienen que satisfacer una

cuota de renovables mediante la compra de certificados verdes. Por cada certificado

verde que no aporten deberán pagar una penalización de 100 €, por tanto este será el

máximo coste del certificado.

El precio de los certificados lo fija el mercado pero hay un precio mínimo de 65

€/MWh.


En la región de Flandes, se intercambiaron, desde el 1 de abril de 2007 al 31 de

marzo de 2008, alrededor de un millón de certificados a un precio medio de 109

euro/MWh. Este precio se ha mantenido muy estable desde 2004, como puede verse en

el gráfico.

Flandes: Precio medio por certificado verde (euros)

0

20

40

60

80

100

120

01/01/2002-31/03/2003

01/04/2003-31/03/2004

01/04/2004-31/03/2005

01/04/2005-31/03/2006

01/04/2006-31/03/2007

01/04/2007-31/03/2008

Fuente: Vlaamse reguleringsinstantie loor de elektriciteits en gasmarkt

En Valonia, según la entidad reguladora de la región, en el primer trimestre de 2009

el precio medio por certificado ha sido de 89,40 € y el volumen de certificados de

368.495, máximo histórico ya que hasta ese momento el mayor volumen había sido de

299. 836 en el tercer trimestre de 2008.

Como se puede observar, el precio del “certificado verde” en la región de Valonia es

inferior al de Flandes.

Valonia: Precio medio por certificado verde (euros)

8082848688909294

2003

1º 20

04

2º 20

04

3º 20

04

4º 20

04

1º 20

05

2º 20

05

3º 20

05

4º 20

05

1º 20

06

2º 20

06

3º 20

06

4º 20

06

1º 20

07

2º 20

07

3º 20

07

4º 20

07

1º 20

08

2º 20

08

3º 20

08

4º 20

08

1º 20

09

Source: Commission Wallonne pour l’Energie

Hasta 2007 los precios se mantuvieron estables, oscilando alrededor de los 92

€/MWh mientras que en los dos últimos años (a excepción del tercer trimestre de 2007)

han estado por debajo de los 90 €/MWh, con variaciones más significativas.

El precio en Valonia en 2007 fue inferior al de coste del certificado en Italia en 2007

(98,7890 €/MWh) , pero superior al de la retribución media en España del régimen

especial por MWh producido (80,85 euros). En 2007, las instalaciones de renovables

alemanas son las que percibieron una retribución media más alta por MWh (119 €),

pero porque también fue el estado miembro con una mayor penetración de la

fotovoltaica en esos momentos, lo que encarece el sistema.

Sin embargo en Flandes el precio ronda los 110€/MWh, situándose por encima de la

media europea.

4.8 Las energías renovables en Suecia

El objetivo de renovables establecido por la nueva directiva para Suecia es alcanzar

el 49% de renovables en el consumo final de energía en 2020. La situación de partida en

2005 era del 39,8% por lo tanto y dados los recursos renovables con los que cuenta

Suecia va a ser de las países de la Unión Europea con menores dificultades para

cumplir los objetivos.


Source Swedish Energy Agency

Dados los abundantes recursos hídricos y de biomasa, estas fuentes de energía han

sido las que básicamente han constituido el mix de renovables sueco. En los últimos

años se han introducido nuevos mecanismos de apoyo con las que se ha conseguido

incentivar las inversiones en tecnologías como la eólica, pero su desarrollo sigue siendo

todavía limitado y su capacidad y participación en la producción muy inferior al de la

energía hidráulica y la biomasa.


En Suecia, el mecanismo de apoyo establecido para apoyar la producción eléctrica a

partir de fuentes de energía renovables es un sistema de cuotas, en el que los

suministradores tienen que comprar una cantidad determinada de certificados en

relación con sus ventas de electricidad.

Los productores de electricidad a partir de fuentes de energía renovables y a

aquellas centrales que utilicen lodos como combustible recibirán certificados de la

Agencia de la Energía Sueca, que los suministradores comprarán para satisfacer su

cuota de renovables (aunque la nueva directiva establece que la producción a partir de

lodos no contará para los objetivos nacionales obligatorios para 2020).

El sistema de certificados se implantó el 1 de mayo de 2003 y durante lo tres

primeros años hubo excedente de certificados expedidos superaron la demanda, lo que

se tradujo en un excedente de certificados en el mercado (estos se podían cancelar en el

mercado en los años siguientes). Sin embargo, en 2006 se produjo un cambio de

tendencia y la demanda superó ligeramente la oferta, disminuyendo los excedentes

acumulados. Esta tendencia se mantuvo en 2007, pero todavía sigue habiendo

excedentes acumulados.

La variación del precio del mercado no ha estado tan correlacionada con la relación

oferta/demanda como correspondería a un mercado competitivo como se puede

observar en las siguientes figuras.



A pesar de los abundantes recursos hidráulicos, la tecnología renovable

predominante en Suecia en cuanto a número de certificados es la biomasa ya que

solamente la mini hidráulica y nuevas instalaciones de gran hidráulica reciben

certificados. También reciben certificados las plantas que emplean lodos como

combustible pero en la actual directiva europea no se considera esta forma de producir

energía como renovable y por tanto la producción no contará a efecto del

cumplimiento de los objetivos.

En cuanto a capacidad instalada, la energía eólica y la biomasa son las que han

experimentado un mayor crecimiento en los últimos años, pero dado el elevado

desarrollo que ya tenía la biomasa en 2003, el peso de ésta en el mix sigue siendo

mucho mayor. En 2007 había más de 3600 MW instalados de biomasa frente a 831 MW

eólicos.

Installed capacity (elec.) for plantas allocated one or more certificates

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2003 2004 2005 2006 2007

MW

SolarWindHydroBiofuels, peat


Electricity production (elec.) for plantas allocated one or more certificates

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

SolarWindHydroPeatBiofuels



Suecia siempre había tenido una producción de renovables importante, dados los

abundantes recursos hídrico y de biomasa. Sin embargo en 2003 el desarrollo de la

energía eólica era muy limitado y había únicamente 401 MW instalados. Con el sistema

de cuotas, que entró en vigor en 2003, se ha conseguido doblar esta capacidad, pero la

potencia eólica instalada sigue siendo muy inferior a la de los países punteros en esta

tecnología como Alemania, España o Dinamarca.

En 2008 se ha superado la barrera de los 1000 MW, llegando a los 1021 MW.

Actualmente, es el noveno país de la Unión Europea en potencia instalada.

401472 530 583

831

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2003 2004 2005 2006 2007


456

865 939 988

1432

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2003 2004 2005 2006 2007

Electricity production (GWh)



Aunque en energía eólica onshore no se encuentra entre los países punteros a nivel

europea, en cuanto a la energía offshore es el tercer país de la Unión Europea, por


detrás de Dinamarca y Reino Unido, en potencia instalada con 233,3 MW y 30 MW en

construcción.


En 2008 los niveles de radiación solar en Suecia estuvieron por debajo de los 1000

kWh/m2 en 2008 mientras en España o Italia la radiación media supera 1500 kWh/m2.

Estos bajos niveles de radiación solar en Suecia (menos) frente a los abundantes

recursos hidráulicos y de biomasa han hecho que, tradicionalmente, las inversiones se

hayan orientado más hacia estas formas de energía y que el desarrollo de la energía

solar fotovoltaica haya sido muy escaso como puede observarse en las siguientes

figuras.

Además el sistema de cuotas establecido en 2003 incentiva, como ya se ha

comentado anteriormente, las tecnologías más competitivas y el nivel de costes de la

solar fotovoltaica todavía es muy superior al de la eólica.

En 2007 la potencia fotovoltaica instalada era únicamente de 0,043 MW y la

producción eléctrica de 0,019 GWh.

0,008 0,008 0,011

0,0360,043

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,03

0,035

0,04

0,045

2003 2004 2005 2006 2007



0,0040,006 0,005

0,02 0,019

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

0,014

0,016

0,018

0,02

2003 2004 2005 2006 2007

Electricity production (GWh)


4.8.1.4 Biomasa

Desde que se implantó el sistema de cuotas, la capacidad instalada de planta de

biomasa se ha incrementado en 519 MW, produciéndose los mayores incrementos entre

2004 Y 2006.

Según establece la nueva directiva europea la producción de lodos, que en Suecia en

2007, alcanzó los 580 GWh no podrá contar a efectos del cumplimiento de los objetivos.

3157 3185

3424

3643 3676

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

3700

2003 2004 2005 2006 2007

Installed capacity (MW) for plants allocated one or more certificates


Biofuels y lodos

4218

7671 7926 8594 9049

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2003 2004 2005 2006 2007

Electricity production (GWh) for plants allocated one or more certificates

545634

556 580

0

100

200

300

400

500

600

700

2003 2004 2005 2006 2007



Los biofuels más empleado en las plantas de generación son los residuos forestales e

industriales, que constituyen el 89% del total.

Lodos

Biofuels



En 2007 la producción hidráulica total fue de 66 TWh, de los que únicamente 2,195

TWh recibieron certificados y, por tanto, ingresos extra además del precio de mercado,

ya que únicamente se pueden acoger a este mecanismo de apoyo la mini hidráulica y

las nuevas instalaciones de gran hidráulica.

Desde que entro en vigor el sistema de cuotas con certificados se han instalado 67

nuevos MW hidráulicos, un crecimiento menor que el la biomasa o la eólica, que se

incrementaron en 519 MW y 430 MW, respectivamente.

491504

517

540558

440

460

480

500

520

540

560

2003 2004 2005 2006 2007

Installed capacity (MW) for plants allocated one or more certificates


964

1968 17992019 2195

0

500

1000

1500

2000

2500

2003 2004 2005 2006 2007



4.8.2 Retribución

Desde la puesta en marcha del sistema de certificados el precio se ha mantenido

alrededor de los 200 SEK/MWh (18,73 euros/MWh) y no ha sido especialmente

sensible a las variaciones de la oferta y a la demanda aunque desde mediados de 2006 y

coincidiendo con un periodo de aumento de la demanda con respecto a la oferta, el

precio está aumentando ligeramente. Sin embargo, dada la abundancia del recurso

hídrico en Suecia, el precio del certificado es mucho menor en otros países con un

sistema similar como Italia o Inglaterra, así como también claramente menor a la

retribución media por MWh existente en países como España o Alemania.

En 2007, el sistema de certificados supuso un coste total para los consumidores de

3800 millones de SEK (356 millones de euros). De esta cantidad un 73,4%, es decir 261

millones de euros fueron ingresos para los productores mientras que el resto

correspondieron a impuestos y otros costes.


Capítulo 5Estudio de costes de las energías

renovables

5 Estudio de costes de las energías renovables

5.1 Estimación del sobrecoste que supone la energía eólica para el sistema

comparada con los ciclos combinados

En este apartado se va a realizar un cálculo aproximado del coste extra que supone

para el sistema la energía eólica comparada con los ciclos combinados. Para ello se va a

estimar el coste que hubiera supuesto para el sistema el que toda la energía eléctrica

generada a partir de recursos eólicos se hubiera producido mediante ciclos

combinados, ya que esta hubiera sido la tecnología alternativa.

Se comparará el valor obtenido con la retribución total percibida por las

instalaciones eólicas desde 2004 a 2008. El siguiente cuadro muestra la retribución total

en los distintos años, que en 2008 ascendió a 3.157.146 miles de euros. A pesar de que

la producción en este último año se ha incrementado a un ritmo similar al de años

anteriores, el incremento de la retribución ha sido mucho mayor, debido a que los

precios casados en el mercado fue significativamente más elevados en 2008 que en

2007.

Producción GWh

Retribución ventas a tarifa

miles €

Retribución ventas en el mercado

miles €

Retribución total miles €

2004 16.087 983.570 29.460 1.013.031

2005 21.190 544.858 1.311.607 1.856.465

2006 23.168 106.739 1.996.944 2.103.682

2007 27.474 110.268 2.036.448 2.146.716

2008 31.355 141.576 3.015.570 3.157.146

Energía eólica

Una vez conocidos los costes que supone la energía eólica para el sistema y la

producción eólica, se van a estimar el coste que tendría el que ésta energía se generara

con ciclos combinados. Este coste tendrá dos componentes:

5 Estudio de costes de las energías renovables 180

Por un lado, los ingresos de los ciclos combinados por garantía de potencia

(€/MW).

Por otro, los ingresos de los mercados diario e intradiario así como los

procedentes de los servicios complementarios (€/MWh).

La retribución total por cada uno de estos conceptos de los ciclos combinados desde

2004 a 2008 aparece detallada en el siguiente cuadro:

2004 2005 2006 2007 2008

Potencia inst. a 31 dic (MW) 8.233 12.224 15.500 20.958 21.667

Energía Total (MWh) 28.052.284 45.352.031 62.118.426 66.537.445 89.098.296

Ingresos Mercado diario

(€)627.349.311 2.466.421.851 2.540.841.351 2.813.539.692 5.698.000.091

Ingresos Mercado

intradiario (€)166.282.601 130.553.088 199.716.154 234.879.952 314.520.698

Ingresos Servicios

complem. (€)127.641.127 78.262.286 1.105.781.597 244.469.104 327.361.244

Pagos por capacidad

(€)106.293.342 171.961.330 262.702.000 374.158.315 426.250.000

Ingresos Total (€) 1.027.566.380 2.847.198.555 4.109.041.101 3.667.047.063 6.766.132.033

Ciclos combinados

Con estos datos se va a estimar un precio del MW y del MWh para los ciclos

combinados en cada año.

Año Energía Total (MWh)

Ingresos mercados y servicios

complementarios (€)€/MWh

2004 28.052.284 921.273.038 32,84

2005 45.352.031 2.675.237.225 58,99

2006 62.118.426 3.846.339.101 61,92

2007 66.537.445 3.292.888.748 49,49

2008 89.098.296 6.339.882.033 71,16

Año Potencia Instalada a 31 dic (MW)

Pagos por capacidad

(€)€/MW

2004 8.233 106.293.342 12.911

2005 12.224 171.961.330 14.068

2006 15.500 262.702.000 16.949

2007 20.958 374.158.315 17.853

2008 21.667 426.250.000 19.673

Una vez conocidos los costes unitarios así como la producción y la potencia

instalada de ciclos combinados que será necesaria para cubrir dicha producción

(suponiendo 5000 horas de funcionamiento anuales), se calculan los costes totales por

la energía vendida vendida en el mercado así como los de garantía de potencia.


2004 2005 2006 2007 2008

GWh 16.087 21.190 23.168 27.474 31.355

€/MWh 32,84 58,99 61,92 49,49 71,16

C Variables según ingresos mercado miles de € 528318 1249961 1434550 1359668 2231083

MW CCGT necesarios (5.000 h) 3217 4238 4634 5495 6271€/MW 12911 14068 16949 17853 19673

Garantía de potencia miles de € 41539 59618 78533 98097 123367

El coste total que hubiera supuesto para el sistema producir con ciclos combinados

será la suma de ambas componentes y en 2008 hubiera ascendido a 2.354.450 miles de

euros frente a los 3.157.146 que costó al sistema producir esa energía en parques

eólicos.

2004 2005 2006 2007 2008GWh 16.087 21.190 23.168 27.474 31.355MW CCGT necesarios 3.217 4.238 4.634 5.495 6.271

Costes Variables según ingresos mercado 528.318 1.249.961 1.434.550 1.359.664 2.231.083Garantía de potencia 41.539 59.618 78.533 98.097 123.367Coste total CCGT 569.856 1.309.579 1.513.083 1.457.761 2.354.450

Coste total de la energía eólica 1.013.031 1.856.465 2.103.682 2.146.716 3.157.146

SOBRECOSTE EÓLICA (miles €) 443.174 546.886 590.600 688.955 802.695

COMPARACIÓN DE COSTES PARA EL SISTEMA: EÓLICA vs CCGT

Desde 2004 este sobrecoste de la energía eólica ha ido en aumento hasta alcanzar en

2008 los 802.695 miles de euros. Si continúa esta tendencia, en 2009 este sobrecoste será

más del doble del de 2004.

Este estudio se ha realizado considerando que, al producir esta energía con ciclos

combinados, el precio del mercado no se vería afectado. Esto no es estrictamente cierto,

sin embargo, los resultados obtenidos no variarían significativamente ya que la

tecnología marginales son los ciclos combinados, haya energía eólica casada o no, y por

tanto el precio del mercado no será sustancialmente distinto.


5.2 Estudio de rentabilidad de las instalaciones eólicas offshore en España

Actualmente hay instalados en Europa 1471 MW de potencia eólica offshore, la

mayoría en Reino Unido y Dinamarca, como puede verse en el siguiente cuadro.

España, a pesar de ser el tercer país del mundo en potencia eólica instalada, no

cuenta con ninguna instalación offshore. El marco legal de apoyo a las renovables

también establece primas para este tipo de instalaciones, sin embargo, los mayores

costes de inversión y conexión a la red y las barreras administrativas han dificultado el

desarrollo de esta tecnología.

En este capítulo se va a analizar si las primas establecidas en el Real Decreto

661/2007 son suficientes para cubrir los costes en los emplazamientos más atractivos

según el reciente mapa eólico marino para la instalación de parques offshore en

España, aprobado conjuntamente por los Ministerios de Medio Ambiente, Medio Rural

y Marino e Industria, Turismo y Comercio.

La autorización de los parques eólicos marinos está regulada mediante el Real

Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento

administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones

de generación eléctrica en el mar territorial.

Este Real Decreto establece que las instalaciones de generación eólicas marinas que

se pretenda ubicar en el mar territorial tendrán una potencia instalada mínima superior

a 50 MW y contempla un procedimiento en concurrencia para las mismas.

Una vez que un promotor realice una solicitud para la implantación de un parque

eólico en una zona determinada, se realizará la apertura de un procedimiento de

concurrencia para esa área concreta. Además de la documentación técnica relativa a los

proyectos, los promotores realizarán una oferta de retribución a la baja respecto a la

prima de referencia contemplada en el real decreto que regula el régimen especial.


En este apartado se va a realizar un estudio a 25 años, considerando distintas

hipótesis, para estimar las ofertas que podrán presentar los promotores de este tipo de

instalaciones para que éstas sean rentables. Para ello se calcularán la Tasa Interna de

Rentabilidad y el Valor actual Neto, en los distintos escenarios y para distintas ofertas.

5.2.1 Retribución

El objetivo establecido en el PER para 2010 es alcanzar los 20.155 MW incluida off-

shore y on-shore. En 2008 la capacidad eólica on-shore era de 14.836 MW.

El Real Decreto 661/2007 establece, en el artículo 38, las siguientes primas para la

energía eólica off-shore:

Prima: 8,43 cent€/kWh. Esta será la máxima prima que podrán percibir ya que

los promotores presentarán ofertas a la baja.

Límite superior: 16,40 cent€/kWh. El precio casado en el mercado más la prima

no podrá superar este límite.

Estos valores se actualizarán en base a IPC-X donde X es 0,25 hasta el año 2012 y 0,5

a partir de entonces.

Por tanto una instalación offshore percibirá por cada kWh producido la prima (la

oferta a la baja que haya presentado) más el precio de mercado. En este estudio se va a

considerar tres escenarios de precios de mercado, teniendo en cuenta datos históricos.

El siguiente gráfico muestra el precio medio anual de la energía casada en el

mercado eléctrico español.

Precio medio anual del mercado diario en España

0

1

2

3

4

5

6

7

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

HastaA

bril 2

009

Cen

t.Eur

o/kW

h

Fuente OMEL

Los escenarios de precios de mercado que se van a considerar serán los siguientes y

se actualizarán anualmente con el IPC.

Bajo Medio Alto Precio de mercado €/MWh

40,00 55,00 70,00

Para calcular la producción eléctrica se van a considerar 3500 horas de utilización

para un parque eólico offshore de 60 MW situado a no más de 15 km de la costa.


5.2.2 Costes

Se pueden distinguir dos tipos de parques offshore: los situados en profundidades

de entre treinta y cuarenta metros, y los que están en fondos marinos más profundos,

en alta mar, que requieren de mayor complejidad en su instalación.

Este último caso es el que caracteriza a la costa española, con profundidades de

sesenta metros a sólo diez kilómetros de la costa. En estas circunstancias, sólo existe un

molino puesto en marcha en mayo de 2009 en el mar de Noruega. Esta es una de las

razones que explicaría el que España, a pesar de ser el segundo país de la Unión

Europea en potencia eólica onshore, todavía no cuente con ningún parque marino.

Para impulsar el desarrollo de esta tecnología en España, más de 50 compañías

forman parte del el proyecto Eolia, que está acogido al programa Cenit, del Ministerio

de Ciencia e Innovación. Este proyecto estudia la implantación de aerogeneradores en

aguas profundas.

Los costes de inversión estimados en España, como se pude ver en el siguiente

cuadro, rondarían los 3 millones de euros.

Esta inversión se financiaría un 80% con capital ajeno con un crédito a 15 años y un

20% con capital propio. Se van a considerar tres escenarios para el interés de la deuda y

se van a calcular la tasa interna de rentabilidad y el valor actual neto con una tasa de

descuento del 10%. Esta tasa de descuento se ha calculado tomando el interés libre de

riesgo equivalente a las obligaciones a 10 años del tesoro , que en estos momentos

ronda el 4%, y una prima de riesgo del 6%, valor razonable extraído de estudios

financieros de la empresa Gamesa.

Interés libre de riesgo Rf equivalente a las

obligaciones a 10 años del tesoro

4%

Prima de riesgo 6%

Tasa de descuento 10%

Bajo Medio Alto

Interés deuda 3,0% 3,5% 4,0%

Además del coste de inversión, la instalación tendrá unos costes de operación y

mantenimiento, que según la asociación europea de la energía eólica EWEA, son, en los

parques que están ya en funcionamiento en Europa, de 16 €/MWh. Se espera que este

coste se reduzca en los próximos años pero en este estudio se va a adoptar una

posición conservadora y se va a considerar este valor para el cálculo de los flujos de

caja.


5.2.3 Resultados

En este apartado se van a detallar los resultados del estudio económico de una

instalación eólica offshore de 60 MW, suponiendo una vida útil de 25 años. En concreto

se va a analizar la rentabilidad de la inversión, calculándose el TIR y el VAN, con una

tasa de descuento del 10%.

El siguiente cuadro resume las características y costes estimados de la instalación.

Potencia(MW) 60 MW

Horas de utilización 3500

Coste inversión 3millones€/MW

Inversión total 180.000.000 €

Capital propio 20%

Deuda 80%

Coste O&M 16 €/MWh

IPC 2%

Con respectos al interés del capital ajeno se considerarán tres escenarios: 3%, 3,5% y

4%, haciéndose un estudio de la sensibilidad de la tasa interna de rentabilidad a este

parámetro.

Los ingresos procederán de la venta de la energía al precio casado en el mercado

más la prima. Con respecto al precio de mercado se van a considerar tres escenarios de

precios.

Precios de mercado bajos 40 €/MWh.

Precios de mercado medios 50 €/MWh.

Precios de mercado altos 65 €/MWh.

Pero los ingresos no sólo dependerán del precio del mercado, sino también de la

prima ofertada por el promotor, ya que este tipo de instalaciones se otorgarán

mediante un procedimiento de concurrencia a la baja, como ya se ha comentado

anteriormente. Por ello, también se va a realzar un estudio de la sensibilidad de la tasa

interna de rentabilidad al descuento que presente el promotor en la subasta, estimando

la oferta mínima que podrá hacer para que dicha tasa de rentabilidad sea superior al

10%.

5.2.3.1 Precio de mercado bajo

La siguiente tabla muestra el beneficio bruto y el beneficio bruto acumulado,

considernado que el promotor ha presentado una oferta del 5% respecto a la prima de

referencia y unos interés del capital ajeno del 3,5%.


Año

Prim

a of

erta

da

actu

aliza

da

con

el IP

C-X

(€/M

Wh)

Prec

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el

mer

cado

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(€/M

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(€/M

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(€/M

Wh)

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(€/M

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(M

Wh)

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Cost

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Amor

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Bene

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ac

umul

ado

2010

80,0

940

,00

120,

0916

4,00

120,

0921

0000

,00

2521

7850

,00

3360

000,

0053

7600

096

0000

068

8185

0,00

6881

850,

0020

1181

,49

40,8

012

2,29

166,

8712

2,29

2100

00,0

025

6801

62,3

834

2720

0,00

4992

000

9600

000

7660

962,

3814

5428

12,3

820

1282

,91

41,6

212

4,53

169,

7912

4,53

2100

00,0

026

1509

85,2

234

9574

4,00

4608

000

9600

000

8447

241,

2222

9900

53,5

920

1384

,16

42,4

512

6,60

172,

3412

6,60

2100

00,0

026

5869

46,7

935

6565

8,88

4224

000

9600

000

9197

287,

9132

1873

41,5

120

1485

,42

43,3

012

8,72

174,

9212

8,72

2100

00,0

027

0303

21,7

336

3697

2,06

3840

000

9600

000

9953

349,

6842

1406

91,1

820

1586

,70

44,1

613

0,86

177,

5513

0,86

2100

00,0

027

4812

38,7

137

0971

1,50

3456

000

9600

000

1071

5527

,21

5285

6218

,39

2016

88,0

045

,05

133,

0518

0,21

133,

0521

0000

,00

2793

9828

,68

3783

905,

7330

7200

096

0000

011

4839

22,9

664

3401

41,3

520

1789

,32

45,9

513

5,27

182,

9113

5,27

2100

00,0

028

4062

24,9

438

5958

3,84

2688

000

9600

000

1225

8641

,09

7659

8782

,44

2018

90,6

646

,87

137,

5318

5,66

137,

5321

0000

,00

2888

0563

,11

3936

775,

5223

0400

096

0000

013

0397

87,5

989

6385

70,0

320

1992

,02

47,8

013

9,82

188,

4413

9,82

2100

00,0

029

3629

81,2

540

1551

1,03

1920

000

9600

000

1382

7470

,22

1034

6604

0,25

2020

93,4

048

,76

142,

1619

1,27

142,

1621

0000

,00

2985

3619

,85

4095

821,

2515

3600

096

0000

014

6217

98,6

011

8087

838,

8520

2194

,80

49,7

314

4,54

194,

1414

4,54

2100

00,0

030

3526

21,9

241

7773

7,68

1152

000

9600

000

1542

2884

,24

1335

1072

3,09

2022

96,2

250

,73

146,

9519

7,05

146,

9521

0000

,00

3086

0132

,97

4261

292,

4376

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9600

000

1623

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,54

1497

4156

3,63

2023

97,6

751

,74

149,

4120

0,00

149,

4121

0000

,00

3137

6301

,12

4346

518,

2838

4000

9600

000

1704

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,84

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6,47

2024

99,1

352

,78

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9120

3,00

151,

9121

0000

,00

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0000

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174,

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2510

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315

4,45

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0515

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2100

00,0

032

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14,3

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2211

7,62

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000

1891

3096

,76

2035

6827

1,70

2026

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1354

,91

157,

0420

9,14

157,

0421

0000

,00

3297

8269

,06

4612

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9790

0000

019

3657

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922

2933

980,

7920

2710

3,66

56,0

115

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2815

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2100

00,0

033

5306

00,1

047

0481

1,17

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1982

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2427

5976

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2028

105,

2157

,13

162,

3421

5,46

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3421

0000

,00

3409

2369

,24

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3990

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61,8

526

3053

231,

5720

2910

6,79

58,2

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5,07

218,

6916

5,07

2100

00,0

034

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2076

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2838

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2030

108,

3959

,44

167,

8322

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167,

8321

0000

,00

3524

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,31

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2530

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00,0

631

4074

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2120

3111

0,02

60,6

317

0,65

225,

3017

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2100

00,0

035

8359

66,3

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3074

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,43

3448

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2032

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,84

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0000

,00

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,83

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186,

7820

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3,35

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1117

6,42

2100

00,0

037

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52,4

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9838

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,91

4078

1045

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2034

115,

0564

,34

179,

3823

5,59

179,

3821

0000

,00

3767

0611

,99

5404

349,

1632

2662

62,8

344

0076

720,

52

El análisis de sensibilidad se ha realizado considerando varios escenarios de tipos

de interés del capital ajeno así como de descuentos ofertados por el promotor respecto

a la prima de referencia, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación.

3 3,5 4

TIR (%) 12,19 11,98 11,78

VAN (euros) 32.281.696 29.387.159 26.492.623

TIR (%) 11,64 11,44 11,23

VAN (euros) 24.047.453 21.152.916 18.258.380

TIR (%) 11,09 10,88 10,69

VAN (euros) 15.813.209 12.918.673 10.024.137

TIR (%) 10,52 10,32 10,12

VAN (euros) 7.578.966 4.684.430 1.789.893

TIR (%) 9,95 9,75 9,56

VAN (euros) -655.277 -3.549.814 -6.444.350

Escenario PM 40 €/MWh Interés capital ajeno

Descuento 20%

Descuento 0%

Descuento 5%

Descuento 10%

Descuento 15%

Para descuentos de hasta el 15%, los promotores obtendrían rentabilidades

razonables, sin embargo si éstos ofertarán con un descuento del 20% con respecto a la

prima de referencia, la tasa interna de rentabilidad sería inferior a la deseada y por

tanto no resultaría atractiva dicha inversión.

Por cada 5% que el promotor disminuye el valor de su oferta, la tasa interna de

rentabilidad del proyecto disminuye entre un 0,55 y un 0,58%.

Con respecto a la sensibilidad al interés de la deuda, por cada punto que aumenta el

interés, a rentabilidad disminuye un 0,04%.

3 3,5 4TIR (%) 10 10 10

Descuento máximo 16,52 15,04 13,56

Oferta 67,78 69,25 70,74



Como se puede observar para ofertas superiores a 67,78 €/MWh los promotores

obtendrían una tasa interna de rentabilidad superior al 10% y recuperarían la inversión

al ser el VAN mayor que cero. Por tanto en un escenario de precios bajo, la mínima

oferta que podría hacer el promotor para obtener una tasa interna de rentabilidad del

10% sería 67,78 €/MWh , es decir, 16,52 €/MWh por debajo de la prima de referencia,

5.2.3.2 Precio de mercado medio

Se ha realizado, partiendo de los mismos supuestos que en el apartado anterior,

pero en este caso con un precio de mercado de 50 €/MWh, el cálculo del beneficio

bruto y beneficio bruto acumulado los mismos parámetros económicos, considerando

que el promotor ha presentado una oferta del 5% respecto a la prima de referencia y

unos interés del capital ajeno del 3,5%.

Año

Prim

a of

erta

da

actu

aliza

da

con

el IP

C-X

(€/M

Wh)

Prec

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(€/M

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Wh)

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(€)

Cost

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5% s

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o

2010

80,0

950

,00

130,

0916

4,00

130,

0921

0000

,00

2731

7850

,00

3360

000,

0053

7600

096

0000

089

8185

0,00

8981

850,

0020

1181

,49

51,0

013

2,49

166,

8713

2,49

2100

00,0

027

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62,3

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2720

0,00

4992

000

9600

000

9802

962,

3818

7848

12,3

820

1282

,91

52,0

213

4,93

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7913

4,93

2100

00,0

028

3358

25,2

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2013

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653

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2217

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2,35

2100

00,0

034

0928

75,0

443

4651

8,28

3840

0096

0000

019

7623

56,7

620

0332

616,

5920

2499

,13

65,9

716

5,11

203,

0016

5,11

2100

00,0

034

6721

82,5

244

3344

8,64

9600

000

2063

8733

,87

2209

7135

0,46

2025

100,

6267

,29

167,

9120

6,05

167,

9121

0000

,00

3526

1537

,89

4522

117,

6290

0000

021

7394

20,2

724

2710

770,

7320

2610

2,13

68,6

417

0,77

209,

1417

0,77

2100

00,0

035

8611

19,0

446

1255

9,97

9000

000

2224

8559

,08

2649

5932

9,81

2027

103,

6670

,01

173,

6721

2,28

173,

6721

0000

,00

3647

1107

,08

4704

811,

1790

0000

022

7662

95,9

128

7725

625,

7220

2810

5,21

71,4

117

6,63

215,

4617

6,63

2100

00,0

037

0916

86,3

647

9890

7,39

9000

000

2329

2778

,97

3110

1840

4,69

2029

106,

7972

,84

179,

6321

8,69

179,

6321

0000

,00

3772

3044

,58

4894

885,

5490

0000

023

8281

59,0

433

4846

563,

7320

3010

8,39

74,3

018

2,69

221,

9718

2,69

2100

00,0

038

3653

72,8

449

9278

3,25

3337

2589

,59

3682

1915

3,32

2031

110,

0275

,78

185,

8022

5,30

185,

8021

0000

,00

3901

8865

,67

5092

638,

9233

9262

26,7

540

2145

380,

0820

3211

1,67

77,3

018

8,97

228,

6818

8,97

2100

00,0

039

6837

21,1

451

9449

1,69

3448

9229

,44

4366

3460

9,52

2033

113,

3578

,84

192,

1923

2,11

192,

1921

0000

,00

4036

0140

,89

5298

381,

5335

0617

59,3

647

1696

368,

8820

3411

5,05

80,4

219

5,47

235,

5919

5,47

2100

00,0

041

0483

30,2

154

0434

9,16

3564

3981

,05

5073

4034

9,94





3 3,5 4

TIR (%) 13,51 13,30 13,09

VAN (euros) 52.531.868 49.637.331 46.742.795

TIR (%) 12,97 12,76 12,56

VAN (euros) 44.297.624 41.403.088 38.508.552

TIR (%) 12,43 12,23 12,02

VAN (euros) 36.063.381 33.168.845 30.274.308

TIR (%) 11,89 11,68 11,48

VAN (euros) 27.829.138 24.934.602 22.040.065

TIR (%) 11,34 11,13 10,93

VAN (euros) 19.594.895 16.700.358 13.805.822


Descuento 20%

Descuento 0%

Descuento 5%

Descuento 10%

Descuento 15%

En un escenario de precios medio, los promotores obtendrían en todos los casos

considerados una tasa interna de rentabilidad superior a la deseada y por tanto dicha

inversión resultaría atractiva, incluso ofertando con un descuento del 20% respecto a la

prima de referencia (para el escenario de precios bajos esta oferta no resultaba

rentable).


rentabilidad del proyecto disminuye entre un 0,54 y un 0,55%. Por tanto en un

escenario de precios medio, como cabía esperar, la sensibilidad a la oferta referida a la

prima que presenten los promotores es menor que en un escenario de precios bajo.



3 3,5 4TIR (%) 10 10 10


Oferta 57,41 58,89 60,38




al ser el VAN mayor que cero. Por tanto en un escenario de precios bajo, la mínima


10% sería 57,41 €/MWh , es decir, 26,89 €/MWh por debajo de la prima de referencia.

5.2.3.3 Precio de mercado alto

Se ha realizado el cálculo del beneficio bruto y beneficio bruto acumulado los

mismos parámetros económicos, partiendo de los mismos supuestos que en los

apartados anteriores, pero en este caso con un precio de mercado de 65 €/MWh,

considerando que el promotor ha presentado una oferta del 5% respecto a la prima de

referencia y unos interés del capital ajeno del 3,5%.


Año

Prim

a of

erta

da

actu

aliza

da

con

el IP

C-X

(€/M

Wh)

Prec

io d

el

mer

cado

ac

tual

izado

co

n el

IPC

(€/M

Wh)

Prec

io to

tal

(€/M

Wh)

Lím

ite

supe

rior

actu

aliza

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(€/M

Wh)

Prec

io fi

nal

(€/M

Wh)

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gía

gene

rada

(M

Wh)

In

gres

os

(€)

Cost

es d

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plot

ació

n (€

)

Inte

rese

s 3,

5% s

obre

sa

ldo

vivo

de

la d

euda

Amor

tizac

ión

(€

)Be

nefic

io b

ruto

Bene

ficio

bru

to

acum

ulad

o

2010

80,0

965

,00

145,

0916

4,00

145,

0921

0000

,00

3046

7850

,00

3360

000,

0053

7600

096

0000

012

1318

50,0

012

1318

50,0

020

1181

,49

66,3

014

7,79

166,

8714

7,79

2100

00,0

031

0351

62,3

834

2720

0,00

4992

000

9600

000

1301

5962

,38

2514

7812

,38

2012

82,9

167

,63

150,

5416

9,79

150,

5421

0000

,00

3161

3085

,22

3495

744,

0046

0800

096

0000

013

9093

41,2

239

0571

53,5

920

1384

,16

68,9

815

3,13

172,

3415

3,13

2100

00,0

032

1582

88,7

935

6565

8,88

4224

000

9600

000

1476

8629

,91

5382

5783

,51

2014

85,4

270

,36

155,

7817

4,92

155,

7821

0000

,00

3271

3090

,57

3636

972,

0638

4000

096

0000

015

6361

18,5

269

4619

02,0

220

1586

,70

71,7

715

8,47

177,

5515

8,47

2100

00,0

033

2776

62,9

337

0971

1,50

3456

000

9600

000

1651

1951

,43

8597

3853

,45

2016

88,0

073

,20

161,

2018

0,21

161,

2021

0000

,00

3385

2181

,38

3783

905,

7330

7200

096

0000

017

3962

75,6

610

3370

129,

1120

1789

,32

74,6

616

3,98

182,

9116

3,98

2100

00,0

034

4368

24,6

938

5958

3,84

2688

000

9600

000

1828

9240

,85

1216

5936

9,95

2018

90,6

676

,16

166,

8218

5,66

166,

8221

0000

,00

3503

1774

,86

3936

775,

5223

0400

096

0000

019

1909

99,3

414

0850

369,

2920

1992

,02

77,6

816

9,70

188,

4416

9,70

2100

00,0

035

6372

17,2

340

1551

1,03

1920

000

9600

000

2010

1706

,20

1609

5207

5,49

2020

93,4

079

,23

172,

6319

1,27

172,

6321

0000

,00

3625

3340

,56

4095

821,

2515

3600

096

0000

021

0215

19,3

118

1973

594,

8020

2194

,80

80,8

217

5,62

194,

1417

5,62

2100

00,0

036

8803

37,0

441

7773

7,68

1152

000

9600

000

2195

0599

,36

2039

2419

4,16

2022

96,2

282

,44

178,

6619

7,05

178,

6621

0000

,00

3751

8402

,39

4261

292,

4376

8000

9600

000

2288

9109

,96

2268

1330

4,12

2023

97,6

784

,08

181,

7520

0,00

181,

7521

0000

,00

3816

7735

,93

4346

518,

2838

4000

9600

000

2383

7217

,65

2506

5052

1,77

2024

99,1

385

,77

184,

9020

3,00

184,

9021

0000

,00

3882

8540

,62

4433

448,

6496

0000

024

7950

91,9

827

5445

613,

7520

2510

0,62

87,4

818

8,10

206,

0518

8,10

2100

00,0

039

5010

23,1

545

2211

7,62

9000

000

2597

8905

,54

3014

2451

9,29

2026

102,

1389

,23

191,

3620

9,14

191,

3621

0000

,00

4018

5394

,02

4612

559,

9790

0000

026

5728

34,0

532

7997

353,

3320

2710

3,66

91,0

219

4,68

212,

2819

4,68

2100

00,0

040

8818

67,5

547

0481

1,17

9000

000

2717

7056

,38

3551

7440

9,71

2028

105,

2192

,84

198,

0521

5,46

198,

0521

0000

,00

4159

0662

,04

4798

907,

3990

0000

027

7917

54,6

538

2966

164,

3620

2910

6,79

94,6

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1,49

218,

6920

1,49

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00,0

042

3119

99,7

848

9488

5,54

9000

000

2841

7114

,24

4113

8327

8,60

2030

108,

3996

,59

204,

9822

1,97

204,

9821

0000

,00

4304

6107

,14

4992

783,

2538

0533

23,8

944

9436

602,

4920

3111

0,02

98,5

220

8,54

225,

3020

8,54

2100

00,0

043

7932

14,6

550

9263

8,92

3870

0575

,74

4881

3717

8,23

2032

111,

6710

0,49

212,

1622

8,68

212,

1621

0000

,00

4455

3557

,10

5194

491,

6939

3590

65,4

152

7496

243,

6320

3311

3,35

102,

5021

5,84

232,

1121

5,84

2100

00,0

045

3273

73,5

752

9838

1,53

4002

8992

,04

5675

2523

5,67

2034

115,

0510

4,55

219,

5923

5,59

219,

5921

0000

,00

4611

4907

,55

5404

349,

1640

7105

58,3

960

8235

794,

07




3 3,5 4

TIR (%) 15,43 15,21 14,99

VAN (euros) 82.907.126 80.012.589 77.118.053

TIR (%) 14,91 14,69 14,48

VAN (euros) 74.672.882 71.778.346 68.883.810

TIR (%) 14,39 14,17 13,96

VAN (euros) 66.438.639 63.544.103 60.649.566

TIR (%) 13,86 13,65 13,44

VAN (euros) 58.204.396 55.309.859 52.415.323

TIR (%) 13,33 13,12 12,91

VAN (euros) 49.970.153 47.075.616 44.181.080


Descuento 20%

Descuento 0%

Descuento 5%

Descuento 10%

Descuento 15%

En un escenario de precios medio, los promotores obtendrían en todos los casos

considerados una tasa interna de rentabilidad superior a la deseada y por tanto dicha

inversión resultaría atractiva, incluso ofertando con un descuento del 20% respecto a la

prima de referencia (para el escenario de precios bajos esta oferta no resultaba

rentable). En los casos más favorables, se podrían llegar a obtener rentabilidades de

hasta el 15%.


rentabilidad del proyecto disminuye entre un 0,52 y un 0,53%. Por tanto en un

escenario de precios alto, como cabía esperar, la sensibilidad a la oferta referida a la

prima que presenten los promotores es ligeramente menor que en un escenario de

precios medio.




3 3,5 4TIR (%) 10 10 10


Oferta 41,87 43,35 44,83




al ser el VAN mayor que cero. Por tanto en un escenario de precios alto, la mínima


10% sería 41,87 €/MWh , es decir, 42,43 €/MWh por debajo de la prima de referencia.

Esto es casi un 50% de la prima de referencia.

Oferta mínima (€/MWh)

Prima de referencia (€/MWh)

Escenario PM 40 €/MWh 67,78



84,3

Por tanto por cada euro que aumenta el precio del MWh en el mercado, el promotor

podrá presentar una oferta 1,04 €/MWh menor y la rentabilidad seguirá siendo del

10%.

5.3 Estimación del coste del cumplimiento del objetivo de 2020 en España

En este apartado se va a analizar el sobrecoste que supondrá para el sistema

eléctrico el cumplimiento de los objetivos de energías renovables en 2020.

Para ello se va a estimar la producción de régimen especial tomando como

referencia datos de potencia instalada para 2013 y 2020 extraídos de la prospectiva

realizada por UNESA. Esta producción se valorará al precio del sobrecoste unitario

(retribución total menos el precio medio de liquidación en el mercado) estimado para

cada tecnología, para obtener así el sobrecoste total.

Por tanto en este análisis se va a obtener básicamente el sobrecoste derivado del

sistema de primas y tarifas reguladas, ya que para estimar el impacto económico total

de los objetivos de 2020 habría que añadir también aquellos costes derivados de la

integración en la redes de esta energía.

5.3.1 Potencia instalada: prospectiva UNESA

UNESA ha realizado una prospectiva a 2020 y se han tomado los datos de potencia

instalada de este estudio como base para el cálculo de la producción eléctrica del

régimen especial de aquí a 2020.

Para 2008 se toman los datos reales de potencia instalada y el estudio de UNESA

proporciona estimaciones para 2013 y 2020. En los años restantes se va a considerar

una variación lineal de la producción.

Se ha introducido correcciones en dos tecnologías con respecto a los datos de

UNESA: solar fotovoltaica y solar termoeléctrica. Con respecto a la fotovoltaica,

UNESA estima una capacidad instalada de 1300 MW en 2020 cuando ya en 2008 se

alcanzaron los 3.342 MW. Por ello en este análisis se ha partido de esta cifra de 2008 y

se ha considerado un crecimiento conforme a los cupos anuales establecidos por el RD

1578/2008: 500 MW en 2009 y 2010 y 400 MW en los años siguientes. Parece razonable

pensar que se vayan a cubrir dichos cupos ya que, como se ha visto en las dos

primeras convocatorias, a pesar del nuevo sistema retributivo, la demanda continua

siendo muy elevada y, además, los costes de esta tecnología, conforme se vaya

desarrollando, tenderán a bajar.


Con respecto a la termoeléctrica el estudio de UNESA prevé 500MW de potencia

instalada en 2020. Sin embargo, según datos de 2009 presentados en la Feria

Internacional de Energía y Medio Ambiente, 50 MW en explotación, 350 MW en

construcción por lo que se espera que en 2011 haya 400 MW instalados.

Fuente GENERA’09, Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente

Por tanto teniendo en cuenta estos datos se ha supuesto un crecimiento de 100 MW

anuales hasta alcanzar en 2020 los 1250 MW. Este escenario es conservador con

respecto a datos estimados del Ministerio que, como veremos más adelante, prevé un

desarrollo aún mayor de esta tecnología.

Considerando las hipótesis anteriores, los datos estimados de potencia instalada de

aquí a 2020 se muestran en el siguiente gráfico.

Potencia instalada RE

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Tratamiento de residuosResiduosBiomasaHidráulica REEólica offshoreEólico onshoreSolar termoeléctricaSolar fotovoltaicaCogeneración

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

6.168 6.714 7.261 7.807 8.354 8900 8.929 8.957 8.986 9.014 9.043 9.071 9100

3342 3842 4342 4742 5142 5542 5942 6342 6742 7142 7542 7942 8342

50 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1.050 1.150 1250

15709 17.067 18.425 19.784 21.142 22500 23.750 25.000 26.250 27.500 28.750 30.000 31250

0 0 0 0 0 0 714 1.429 2.143 2.857 3.571 4.286 5000

1965 2.012 2.059 2.105 2.152 2199 2.199 2.199 2.199 2.199 2.199 2.199 2199

582 920 1.259 1.597 1.936 2274 2.274 2.274 2.274 2.274 2.274 2.274 2274

569 569 569 569 569 569 569 569 569 569 569 569 569

527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527

Residuos

Tratamiento de residuos

Eólica onshore

Eólica offshore

Hidroeléctrica RE

Biomasa

Potencia Instalada MW

Cogeneración

Solar fotovoltaica

Solar termoeléctrica

Como se puede observar, la eólica y la solar son las tecnologías que se espera

experimenten un mayor crecimiento.


5.3.2 Horas de utilización

Se han estimado las siguientes horas de utilización para las distintas tecnologías de

régimen especial.

Horas de utilización

3200

Fija 1250

Seguidor 1687,5

Media Horas de funcionamiento 70% fija 30%

seguidor

1381,25

3600

2140

3500

2542

4000

4500

5500Tratamiento de residuos

Eólica offshore

Hidráulica RE

Biomasa

Residuos

Solar fotovoltaica

Cogeneración

Solar termoeléctrica

Eólica onshore

A continuación se fundamentará el porque se han considerado estas horas de

utilización.

En lo que respecta a la energía solar fotovoltaica, se han tomado 1250 horas que

sería el caso más probable en el centro de España para una instalación fija, según datos

de ASIF (Asociación de la Industria Fotovoltaica). Aunque actualmente la mayoría de

las instalaciones se encuentran en el sur de España parece razonable tomar este valor,

ya que a medida que se vayan ocupando los enclaves del sur que son, lógicamente los

más atractivos, aumentarán las instalaciones en el centro y el norte de España.

Fuente Asif

La producción eléctrica que se obtiene en una instalación con seguidor es

aproximadamente un 35% mayor que la de una instalación fija. Considerando que en

el parque de generación fotovoltaica un 30% de las instalaciones sean con seguidor, se

obtienen 1.381,25 horas medias de utilización de las instalaciones fotovoltaicas.

Las instalaciones termoeléctricas tienen aproximadamente 3600 horas de utilización,

según datos presentados en la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, que

tuvo lugar en mayo de 2009.

En lo que respecta a la tecnología eólica terrestre, estas instalaciones tienen un factor

de utilización del 24,4%, según datos de Red Eléctrica de España. Esto supone 2.140

horas de utilización. En las instalaciones marinas, al no haberse puesto todavía en

marcha ningún instalación en España pero parece razonable considerar según datos

del proyecto Eolia y la experiencia acumulada en otros países que se puedan alcanzar

las 3.500 horas de funcionamiento.

La capacidad instalada hidráulica no ha experimentado un crecimiento significativo

y por tanto las horas de utilización en cada año han dependido básicamente de la

hidraulicidad. Por tantopara esta tecnología se van a considerar 2542 horas de

utilización (media histórica desde 1990 hasta el año 2008).


Hodráulica RE

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

Hora

s de

util

izac

ión

Hodráulica RE

En lo que respecta a cogeneración, residuos y tratamiento de residuos, observando el

histórico de horas de utilización parece razonable considerar 3200 horas, 4500 horas y

5500 horas, respectivamente.

5.3.3 Producción y sobrecoste del régimen especial en 2020

La siguiente tabla muestra los resultados obtenidos del estudio en cuanto a

producción y sobrecoste de las distintas tecnologías del régimen especial, partiendo de

los datos que ya se han comentado de potencia y horas de utilización.

La producción de cogeneración, mini hidráulica, biomasa, residuos y tratamiento de

residuos se ha valorado al sobrecoste de 2008 actualizándose anualmente con el IPC.

El sobrecoste unitario en 2008 se ha calculado como la retribución media por MWh

menos el precio medio de liquidación en el mercado. Al ser la retribución distinta

según si el promotor optó por vender en el mercado o a tarifa a través de distribuidora

o de representante, se ha calculado dicha retribución como una media ponderada en

función de la producción de cada una de las opciones.

En el caso de las instalaciones eólicas se han calculado dos escenarios de sobrecostes

por MWh, ya que a partir deL 1 de enero de 2013 las instalaciones eólicas que vendan

su energía en el mercado y que permanecieran acogidas al RD 436/2004 deberán

acogerse al régimen retributivo del RD 661/2007:

Sobrecoste 1: Por un lado el que resulta de seguir el mismo proceso que se

explicó anteriormente para cogeneración, biomasa…

Sobrecoste 2: Por otro el que resultaría si aquellas instalaciones eólicas que

en 2008 fueron al mercado bajo el régimen retributivo del RD 436/2004,

hubieran percibido la retribución media que percibieron aquellas

instalaciones acogidas al RD 661/2007 que igualmente fueron al mercado.

De 2009 a 2012, a aquellas instalaciones que se hayan construido antes de 2009 se les

aplicará el sobrecoste 1 y a las que se hayan construido con posterioridad a esa fecha el

sobrecoste 2, ya que los nuevos parques no podrán acogerse al RD 436/2004.

A partir de 2013, el sobrecoste 2 se aplicará a toda la producción eólica, ya que a

partir de esta fecha ninguna instalación eólica que opte por vender su energía en el

mercado podrá permanecer acogida al RD 436/2004..

Para el sobrecoste de las instalaciones eólica marinas se tomará la prima de

referencia establecida en el RD 1028/2007 (84,30 euros/MWh), aunque realmente dicho

sobrecoste será ligeramente inferior ya que estos proyectos se adjudican por un

procedimiento de concurrencia a la baja.

Con respecto a la solar fotovoltaica se ha seguido el mismo proceso que con las

tecnologías anteriores para calcular el sobrecoste unitario en 2008, obteniéndose 384,74

euros/MWh. Pero en los años siguientes únicamente se valorará a este sobrecoste

(actualizado con el IPC) la energía generada a partir de los MW instalados hasta 2008

ya que las instalaciones construidas a partir de 2009 estarán sometidas a un régimen

retributivo distinto, el del RD 1578/2008. Según esta normativa la nueva tarifa

regulada para las instalaciones fotovoltaicas es de 320 euros/MWh, que restándole el

precio medio de liquidación en el mercado de esta tecnología en 2008, resulta en un

sobrecoste de 251,6 euros/MWh, que se irá actualizando con el IPC.

No hay experiencia previa de las instalaciones termoeléctricas y, por tanto el

sobrecoste por MWh de estas instalaciones se va a calcular a partir de la tarifa regulada

establecida para esta tecnología en el RD 661/2007.


ipc

2%20

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

20P

oten

cia

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W6.

168

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47.

261

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354

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957

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9.04

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071

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234

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326

731

2848

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2866

328

754

2884

628

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2902

929

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Cog

ener

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obre

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MW

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37,5

038

,25

39,0

139

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941

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5P

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4238

4243

4247

4251

4255

4259

4263

4267

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4279

4283

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cció

n G

Wh

2.51

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a In

stal

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MW

5015

025

035

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055

065

075

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01.

050

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Wh

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540

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1260

1620

1980

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2700

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3780

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527

527

527

527

527

527

527

527

527

527

527

527

527

Pro

ducc

ión

GW

h3.

088

2899

2899

2899

2899

2899

2899

2899

2899

2899

2899

2899

2899

Sob

reco

ste

med

io

euro

s/M

Wh

46,9

1147

,85

48,8

149

,78

50,7

851

,79

52,8

353

,89

54,9

656

,06

57,1

858

,33

59,4

9

5500

Sob

reco

ste

tota

l (m

illone

s de

eur

os)

144,

8413

8,69

141,

4714

4,29

147,

1815

0,12

153,

1315

6,19

159,

3116

2,5

165,

7516

9,06

172,

45

Hid

rául

ica

RE

Bio

mas

a

Res

iduo

s

Trat

amie

nto

de

resi

duos

Eól

ica

offs

hore


Bajo las hipótesis ya comentadas, el sobrecoste del régimen especial en 2020 será de

12.224 millones de euros. Teniendo en cuenta que en España la previsión del coste de

todo el sistema eléctrico en 2008 era de más de 28.000 M€ y esto actualizado con un IPC

del 2% resultaría en un coste total del sistema eléctrico de 35.511 M€ en 2020, un

sobrecoste del régimen especial de más de 12.000 millones en dicho año parece

claramente inasumible. Además este sobrecoste no incluye los refuerzos que se tendrán

que hacer de la red para integrar la nueva producción de régimen especial.

Sin embargo también hay que tener en cuenta que este análisis económico se ha

realizado considerando el régimen retributivo del Real Decreto 661/2007 y para las

tecnologías que vayan cumpliendo los objetivos establecidos en este Real Decreto se

irán estableciendo nuevas primas y tarifas, acordes con el desarrollo tecnológico, como

ya ha ocurrido con la energía solar fotovoltaica.

Con respecto al reparto del sobrecoste por tecnologías en 2020, la energía solar

supondría más 48% del sobrecoste total, seguida de la eólica con un 33%. Estas dos

tecnologías se reparten, por tanto, el 81% del sobrecoste total.

A continuación se muestra la variación del sobrecoste por tecnologías de 2008 a

2020.

En este sobrecoste, tienen un peso predominante la energía solar, seguida de la

eólica. Sin embargo, como se puede observar en el siguiente gráfico, en cuanto a

producción, mientras la eólica es la tecnología claramente dominante con 84.375 GWh

en 2020, la solar ocupa el tercer lugar con 16.022 GWh.

Sobrecoste total RE (miles de euros)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Tratamiento de residuosResiduosBiomasaHidráulica REEólica offshoreEólica onshoreSolar termoeléctricaSolar fotovoltaicaCogeneración

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3433 4840 5423 5990 6577 6693 7402 8137 8899 9688 10504 11349 12224


Producción total RE (GWh)

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Tratamiento de residuosResiduosBiomasaHidráulica REEólica offshoreEólica onshoreSolar termoeléctricaSolar fotovoltaicaCogeneración

Producción total RE (GWh) 68.099 78.111 85.289 92.329 99.370 106.410 112.589 118.768 124.947 131.125 137.304 143.483 149.662

Por tanto como ya se ha comentado en el caso de la energía solar el peso en el

sobrecoste es mucho mayor que en peso en la producción, es decir, el esfuerzo

económico es demasiado grande para el esfuerzo económico que supone.

Participación de la energía solar fotovotaica en la producción y en el sobrecoste del RE

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ProducciónSobrecoste

En el caso fotovoltaico, el peso en el sobrecoste ronda el 40% aproximadamente

todos los años mientras que el peso en el mix de producción de régimen especial no

supera el 10%.

Participación de la energía solar termoeléctrica en la producción y en el sobrecoste del RE

0,0%5,0%

10,0%15,0%20,0%25,0%30,0%35,0%40,0%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020


La energía solar termoeléctrico también supone un esfuerzo económico muy grande

en comparación con el beneficio energético obtenido. En 2020, según los resultados del

estudio, el peso en el sobrecoste total será del 11,8% frente a únicamente un 3% de la

producción de régimen especial. Por tanto, al igual que ocurría con la fotovoltaica, el

peso en sobrecoste es aproximadamente cuatro veces mayor que en la producción. Sin

embargo el impacto económico de la fotovoltaica será mucho más significativa al ser

mayor la producción de esta tecnología que de termoeléctrica.

Con respecto a la eólica, como se puede ver en el siguiente gráfico, ocurre al

contrario que con la solar: la participación en el mix de producción de régimen especial

es más de un 20% mayor que su peso en el sobrecoste.

Participación de la energía eólica (onshore y offshore) en la producción y en el sobrecoste

del RE

0,0%10,0%20,0%30,0%40,0%50,0%60,0%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020



Con respecto a la biomasa es un caso intermedio entre la solar y la eólica, ya que el

beneficio energético es acorde con el esfuerzo económico realizado.

Participación de la biomasa en la producción y en el sobrecoste del RE

0,0%5,0%

10,0%15,0%20,0%25,0%30,0%35,0%40,0%

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020


Por tanto, a la vista de este estudio, se debe potenciar la energía eólica, seguida de la

biomasa, frente a la energía solar que reporta un beneficio energético menor en relación

a los sobrecostes que supone.

5.3.4 Comparación de los resultados del estudio con los datos del Ministerio

Los resultados de este estudio se han contrastado con los datos de producción de

régimen especial en 2020 estimados por el Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio.

Las diferencias más significativas entre los dos escenarios residen en la energía solar

y biomasa y residuos. El siguiente gráfico refleja las importantes variaciones en

términos de sobrecoste que suponen las diferencias, a priori pequeñas, entre los dos

escenarios para la energía solar, biomasa y residuos.

Según el Ministerio, la producción solar fotovoltaica y la termoeléctrica en 2020

serán el 3,2% y el 2,7% del total de la electricidad producida. Los datos obtenidos en el


estudio que se ha realizado en cuanto a la fotovoltaica son similares a los del Ministerio

(2,9%). Sin embargo en cuanto a la solar termoeléctrica el Ministerio ha supuesto un

crecimiento mucho mayor de la termoeléctrica (2,7%) que el considerado en este

estudio (1,1%) ya que dada la coyuntura actual se ha tomado una postura más

conservadora con respecto a las futuras inversiones en esta tecnología. En cuanto a

biomasa y residuos la diferencia entre el escenario de UNESA y el del Ministerio es

muy significativa. Para los datos de potencia instalada de UNESA la producción

estimada de biomasa y residuos supondría el 3,7% del mix energético, mientras que

según el Ministerio esta cuota sería del 7,1%, casi el doble.

Al ser mayor la producción de solar y biomasa y residuos, los sobrecostes estimados

en el escenario del Ministerio para 2020 serán todavía mayores que en el de UNESA.

Según las estimaciones de producción del Ministerio de Industria para 2020, el

sobrecoste de las energías renovables será superior en más de 3000 millones de euros

al calculado con los datos de UNESA. La diferencia más significativa está en el

sobrecoste de la solar termoeléctrica al estimar el Ministerio una producción mucho

mayor. Con respecto a la biomasa el Ministerio también prevé una producción

sustancialmente mayor pero al tener esta tecnología un sobrecoste por MWh menor, el

impacto económico de las diferencias de producción entre escenarios también es

menor.

Sobrecoste 2020 (millones de euros)

4457

1212822

4823

3358

1588

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Solar fotovoltaica Solar termoeléctrica Biomasa, residuos

UnesaMinisterio

6 Integración de las energías renovables en la red y en el mercado 226

6 Integración de las energías renovables en la red y en el

mercado

En 2020 según las estimaciones de UNESA con los datos de energía solar corregidos,

habrá más de 60.000 MW de energías renovables en España. La energía eólica será la

tecnología predominante con casi 40.000 MW entre parques terrestres y marinos. Pero

para que se cumplan estas previsiones será necesario integrar esta generación en la

operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico. Esto exigirá una

red más robusta y flexible ya que el creciente peso de la energía eólica está provocando

que el origen y destino de los flujos varíe extraordinariamente según las condiciones

climatológicas.

La energía eólica se caracteriza por ser una tecnología intermitente por lo que la

producción es muy variable y la predicción relativamente difícil. Además las puntas de

demanda se producen durante el día, mientras que el menor consumo tiene lugar por

la noche, justo cuando el recurso eólico es mayor. Esto, unido a la prioridad de acceso y

despacho que tienen los parques eólicos, puede suponer un problema de aquí a 2020 si

no se toman medidas ya que Red Eléctrica prevé que la producción eólica en las horas

valle superará la demanda e incluso Red Eléctrica prevé que la producción eólica en las

horas valle superará la demanda.

En la madrugada del 2 de noviembre de 2008 hubo que desconectar por primera vez

instalaciones eólicas, debido al exceso de producción y a la escasa demanda que había

al ser de noche. En primer lugar se desconectaron centrales de ciclo combinado pero la

producción eólica siguió en alza y a las 7 de la mañana suponía ya el 28,9% de la

electricidad que se estaba consumiendo. Red Eléctrica finalmente obligó a desconectar

a los parques eólicos ya que estaba en peligro la estabilidad de la red. En una hora y 50

minutos se desconectaron 2.792 megavatios eólicos, el 37% de los que estaban en

marcha. Esto ha sido un caso aislado pero en la actualidad hay únicamente 15.788 MW

de potencia eólica instalada mientras que en 2020 se espera que haya casi 40.000 MW

por lo que si no se toman medidas estas desconexiones será mucho más frecuentes y

los parques tendrían menos horas de funcionamiento de las previstas lo que

probablemente frenaría las inversiones. Además tendría que establecerse algún tipo de

mecanismo para ver que parques eólicos se desconectan primero. En la actualidad son

aquellos parques capaces de soportar huecos de tensión los que tienen prioridad, pero

probablemente en 2020 esta medida no será suficiente ya que todos los parques que se

han construido desde 2007 y los que se construyan en ele futuro, si no se modifica la

normativa en este aspecto, estarán obligados a soportar huecos técnicos y por tanto este

no será un instrumento diferenciador.

Otro de los impactos de la variabilidad del recurso eólico junto con el importante

papel que va a adquirir esta energía en el mix energético en los próximos años será el

que deberán incrementar las reservas para hacer frente a los posibles desvíos respecto a

la energía eólica programada y así asegurar el equilibrio entre la producción y la

demanda. En estos momentos se puede afirmar que esta tecnología es el segundo

consumidor de reservas en España, por detrás del fallo fortuito de centrales de régimen

ordinario. Para cubrir la variabilidad que introducen los más de 15.000 MW de energía

eólica que hay instalados son necesarios aproximadamente 600 MW de reserva, según

datos de Red Eléctrica. Por lo que se estima que para los casi 40.000 MW estimados

para 2020 la reserva necesaria será de aproximadamente 1.500 MW, por tanto

aumentará el coste de la banda de secundaria y, por tanto, el coste que tendrá que

soportar la demanda.

Con respecto a los costes de los desvíos para que los productores no reciban la señal

adecuada para reducir los costes de integración en el sistema, en el RD 661/2007 se

recoge la obligación de los productores de régimen especial de asumir los costes de los

desvíos. Por tanto, los productores eólicos tendrán que gestionar los desvíos al igual

que el resto de productores que ofertan en el mercado, no considerándose distinción

entre las plantas de régimen ordinario y las de régimen especial a este respecto.

Para gestionar la variabilidad de la energía eólica, las interconexiones resultarían

una alternativa muy atractiva ya que permitirían a España vender su energía en otros

países en aquellos momentos en los que hubiera exceso de producción. Pero las

interconexiones de España con el sistema eléctrico internacional son escasas. España

constituye una isla energética ya que el ratio capacidad de las interconexiones entre

capacidad instalada es inferior al 5%, según datos de red eléctrica. A 31 de diciembre

de 2008, la capacidad instalada en España ascendía a 89.944 MW mientras que la

capacidad de las interconexiones era muy limitada como se puede ver en el siguiente

gráfico.


Fuente REE

Además de la variabilidad, otra característica de la energía eólica ha sido su

facilidad para desconectarse ante perturbaciones del sistema y en particular ante

huecos de tensión que aparecen en el sistema eléctrico por cortocircuitos. Estas

desconexiones amenazan la seguridad de la red, pudiendo causar graves problemas,

sobretodo teniendo en cuenta el importante papel que van a jugar en el mix energético

en los próximos años, y llevar incluso a situaciones de “blackouts”. La incidencia que

pueden llegar a tener estas desconexiones se comprobó el 4 de noviembre de 2006 en

Alemania. Un número importante de instalaciones eólicas se desconectaron ante

huecos de tensión y la seguridad del sistema se vio seriamente comprometida. Por

tanto para una integración segura de la energía eólica es necesario que los parques

eólicos sean capaces de soportar huecos de tensión. Con este fin, el Real Decreto

661/2007 obliga los nuevos parques eólicos sean capaces de mantenerse conectados a

la red ante un hueco de tensión de forma que sean capaces técnicamente de aportar

también estabilidad al sistema y de participar en los servicios de ajuste del mismo.

Además los parques existentes que sean adapten a esta nueva exigencia tendrán

derecho a percibir un complemento durante cinco años. Por tanto no parece que en lo

relativo a huecos de tensión, la existencia de 40.000 MW de eólica instalada vaya a

suponer un problema.

La energía eólica tiene otra característica que la diferencia de la generación de

régimen ordinario y es la gran cantidad de unidades de producción para la misma

potencia instalada. En el caso extremo que sería la nuclear si hubiera 15.000 MW

estarían constituidos por 15 o 16 unidades de generación mientras en que en caso

eólico los mismos 15.000 MW suponen del orden de 600 unidades de generación, con la

consiguiente complejidad que supone manejar tal cantidad de unidades

independientes. Con el objetivo de centralizar toda la información y maximizar la

integración de renovales sin perder seguridad, España ha sido pionera en la creación

de un Centro de Control de Régimen Especial (CECRE). El CECRE está conectado en

tiempo real con los centros de control mediante enlaces ICCP con lo que puede obtener

información en cada instante de la producción de régimen especial. Este flujo de

información es bidireccional ya que el CECRE también puede enviar, una vez

analizada la información, consignas de producción a los centros de control para que

éstos a su vez las envíen a las instalaciones bajo su control.

Además de los retos que introduce un mayor peso de la energía eólica desde el

punto de vista de la operación, la aparición de nuevas instalaciones, alejadas

frecuentemente de los principales centros de consumo, dará lugar a congestiones en la

red, por lo que será necesaria la construcción de nuevas líneas e infraestructuras, ya

que la nueva Directiva europea establece que los Estados miembros deberán garantizar

el transporte y la distribución de electricidad generada a partir de fuentes de energía

renovables. Además, como ya se ha comentado, la variabilidad de la energía eólica

obliga al sistema a disponer de centrales de respaldo convencionales, y por tanto,

también será necesario que éstas dispongan de las líneas e infraestructuras adecuadas

para poder hacer llegar a los consumidores la energía que producen.

6.1 Recomendaciones

Las principales recomendaciones para la integración de los más de 40.000 MW de

energía eólica estimados en 2002 son:

Adaptación tecnológica para soportar huecos de tensión.

Contribución de estas instalaciones a la regulación de tensión.


Incremento de la capacidad de interconexión. La nueva interconexión con

Francia mejorará la situación actual pero no es suficiente.

Mejora de los instrumentos de previsión de la energía eólica.

Intensificar la utilización del bombeo para cubrir la variabilidad de la

energía eólica.

Dotar al sistema gasista de mayor capacidad y flexibilidad en los

almacenamientos y aprovisionamientos ya que la producción ciclos

combinados absorbe gran parte de variabilidad de generación eólica.

Gestión más inteligente de la demanda.

Durante la noche el recurso eólico es mayor y, con el crecimiento previsto

para esta tecnología, la producción eólica podría superar durante la noche la

demanda. Los nuevos vehículos híbridos podrían absorber por la noche

parte de este exceso de energía, al cargarse las baterías de estos vehículos

por la noche.

7 Conclusiones 236

7 Conclusiones

España ha sido pionera, junto con Alemania y Dinamarca, en el desarrollo de un

marco legal de apoyo a las renovables de probada eficacia en cuanto al desarrollo de

capacidad instalada. En 1994 se elaboró el primer real decreto que regulaba la

producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables y los Reales Decretos

436/2004 y 661/2007, que establecen un sistema de tarifas y primas reguladas, han

supuesto el impulso definitivo de la energía eólica y solar fotovoltaica,

respectivamente.

A la vista del crecimiento del régimen especial en potencia instalada y producción

así como en participación en el mercado, podemos decir que el marco regulatorio

español se ha mostrado eficaz pero que también supone un coste elevado que impacta

en el déficit tarifario. En España, durante el periodo 2004-2008, el régimen especial ha

percibido una retribución total de 23.532 millones de euros mientras que la previsión

del coste de todo el sistema eléctrico en 2008 era de más de 28.000 millones de euros.

Evolución de la capacidad instalada de RE

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW


En cuanto al tratamiento regulatorio a las energías renovables a nivel europeo, el

sistema de tarifas o primas reguladas es claramente el sistema de apoyo más extendido

ya que únicamente seis estados miembros han optado por un sistema de cuotas con

certificados verdes.

Incluso en algunos países, como Italia y Reino Unido, que disponen de un sistema

de cuotas con certificados finalmente se ha optado en los últimos años por introducir

tarifas reguladas para ciertas instalaciones. En Italia se introdujeron en 2007 tarifas

reguladas para las instalaciones fotovoltaicas. En Reino Unido entrará en vigor en abril

de 2010 una tarifa regulada para proyectos hasta 5 MW de cualquier tecnología

renovable.

7 Conclusiones 238

En cuanto a la financiación de los sistemas de apoyo, en la mayoría de los estados

miembros los sistemas de apoyo los costean los consumidores a través de la tarifa

eléctrica y con respecto a la red únicamente en Alemania, España y Grecia se ha

apostado por dar prioridad a las renovables tanto en el acceso como en la conexión a la

red.

La evolución de las renovables en Europa no ha sido homogénea ya que el

tratamiento regulatorio en cada estado ha determinado dicha evolución. Alemania y

España son los países que más han contribuido al desarrollo eólico y fotovoltaico en la

UE convirtiéndose en modelos de referencia ya que el sistema de tarifas de reguladas

se ha demostrado más eficaz y eficiente que otros mecanismos de apoyo. Por tanto se

encuentran en buenas condiciones para cumplir los objetivos nacionales vinculantes

impuestos por la Directiva 2009/28/EC, al igual que aquellos como Suecia o Austria

que disponen de abundantes recursos hídricos o de biomasa. Otros países como el

Reino Unido o Portugal no están tan bien posicionados y tendrán que introducir

algunos cambios para cumplir sus objetivos mientras que aquellos estados miembros

con poca extensión geográfica como Bélgica y holanda que tendrán más dificultades y

probablemente se vean obligados a recurrir a mecanismos de cooperación entre países.

Estos mecanismos de cooperación podrán ser transferencias estadísticas, proyectos

conjuntos entre estados miembros o entre estados miembros y terceros países o

mecanismos de apoyo conjuntos. Esta última opción parece ser la que produciría

resultados más rápidamente, al intercambiarse mayores volúmenes de energía, y por

tanto serían más efectivos para conseguir que países con escaso potencial cumplan sus

objetivos. Sin embargo para ello se tendrían que alinear los sistemas de apoyo y

subsanar las importantes diferencias existentes para que realmente se intercambien

volúmenes importantes. Además, si se lograra un sistema de apoyo realmente

“común” entre varios estados, los gobiernos de dichos estados no tendrían poder

suficiente para garantizar el cumplimiento de los objetivos como prioridad frente a la

exportación por lo que habría que poner algún tipo de restricción a la exportación.

En este contexto, la Unión Europea en su conjunto y cada estado miembro en

particular, deberán llevar a cabo un esfuerzo muy importante para cumplir con el

objetivo global del 20% de renovables en el consumo de energía final ya que en 2006

esta cuota era únicamente del 8%, a pesar de que para el crecimiento experimentado

hasta ese momentos la red existente era suficiente y de que ya se disponía de una

cantidad considerable de potencia hidráulica instalada. Y aunque este objetivo es sobre

consumo de energía final será en el sector eléctrico donde más repercutirá

económicamente ya que aproximadamente un 40% de la electricidad generada deberá

proceder de fuentes renovables en 2020.

En el caso español, según los resultados del estudio realizado, el sobrecoste del

régimen especial en 2020 será de más de 12000 millones de euros de los que casi un

50% corresponderán a la energía solar. Este esfuerzo económico es demasiado grande

para el beneficio energético que la solar supone. Mientras que con la energía eólica

ocurre al contrario, su peso en la producción de régimen especial es aproximadamente

un 20% mayor que su aportación al sobrecoste.

Por tanto, dado que ya de por sí las energías renovables suponen un sobrecoste con

respecto al régimen ordinario, habrá que apostar por aquellas tecnologías, como la

eólica terrestre y marina, que aporten más energía a menor coste para así intentar

minimizar el impacto económico derivado del cumplimiento de los objetivos de la

Directiva 2009/28/EC.

Con respecto a la eólica terrestre, España es puntero en esta tecnología y el tercer

país del mundo en potencia eólica instalada por lo que parece factible alcanzar los

31.250 MW de potencia instalada estimado por UNESA para 2020. Con respecto a la

eólica marina no hay en estos momentos ningún parque en España, pero el estudio

realizado demuestra que la retribución actual garantiza rentabilidades razonables y el

Ministerio de Medio Ambiente, Medio Rural y Marino conjuntamente con el de

Industria, Turismo y Comercio acaba de aprobar el mapa eólica marino con las zonas

del litoral que son aptas para la instalación de parques, luego parece viable que esta

tecnología experimente un crecimiento importante en los próximos años y alcance los

5.000 MW en 2020.

Por tanto habrá que integrar 40.000 MW de eólica onshore y offshore en 2020 y esto

tendrá un impacto muy importante en la red y en la operación.

La nueva potencia instalada, al estar frecuentemente alejada de los centros de

consumo, dará lugar a congestiones en la red, por lo que será necesaria la construcción

de nuevas líneas e infraestructuras.

7 Conclusiones 240

Desde el punto de vista de la operación, será necesario integrar esta generación en la

operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico lo que exigirá

una red más robusta y flexible. Un mayor peso en el mix energético de una energía,

como la eólica, variable y difícil de producir obligará a aumentar la reserva y además

durante la noche, al caer la demanda y ser el recurso eólico mayor, el operador del

sistema puede verse frecuentemente obligado a desconectar parques eólicos. El

incremento de la capacidad de interconexión, una gestión más inteligente de la

demanda o incrementar el bombeo son algunas de las medidas que podrían ayudar a

mitigar esta situación.

7 Conclusiones 242

7 Conclusiones 244

Bibliografía 246

8 Bibliografía

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TESIS DE MÁSTER - IIT Comillas · regulatorio a las energías renovables en España y en distintos...

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