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El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables
29 de octubre de 2008
Fernando Marti ScharfhausenVicepresidente
Comisión Nacional de Energía
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Índice
1. Experiencias en la Unión Europea.
2. Evolución regulatoria del régimen especial en España.
3. Criterios básicos de regulación
4. El acceso a las redes
5. Garantía de origen y etiquetado
6. Expectativas futuras en España
7. Particularidades de los SEIE
8. Evolución
3
1. Experiencias en la Unión Europea
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Experiencias en la Unión Europea (UE)
5
Experiencias en la Unión Europea (UE)
6
Experiencias en la Unión Europea (UE)
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Objetivos de Política Climática y Energética integrada:
• Sostenibilidad: “KIOTO”: Reducir las emisiones de CO2 al menos 20%
s/1990. Cubrir mediante energías renovables el 20% del consumo
energético final, incluyendo un10% de biocarburantes destinados a
automoción. Captura y almacenamiento CO2.
• Competitividad: “LISBOA”: mercado interior, desarrollo interconexiones,
I+D, formación del consumidor. Plan Acción: ahorro energía primaria del 20%
(390 Mtep, 100.000 M€, 780 MtCO2)
• Seguridad: “MOSCU”: relaciones externas, nuclear, desarrollo
interconexiones, I+D
OBJETIVO DEL “20” EN 2020
- 20% GEI + 20% RES + 20% AE
Experiencias en la Unión Europea (UE)
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Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. Costes ambientales Costes del suministro a largo plazo
Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN NO SON LOS QUE PAGAN.
La administración tiene dos opciones:Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep.02) Internalizar los costes ambientales
INTERNALIZACIÓN DE LOSINTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALESCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo
energético sea sostenible
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Motivo de la regulación. Internalización
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Mecanismos Directos: E.I.A., “command and control”, planificación y Mercado (elegibilidad) Mecanismos Indirectos :
Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos Implementación asimétrica de los mecanismos
GRADUALIDAD Y PRUDENCIA GRADUALIDAD Y PRUDENCIA
MECANISMOS DE PRECIO vs.
MECANISMOS DE CANTIDAD
MECANISMOS DE PRECIO vs.
MECANISMOS DE CANTIDAD
Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio
- Comercio de emisiones
- Certificados verdes
Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad
- Impuesto
- Tarifa o prima
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Motivo de la regulación. Internalización
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Source: European Commission, 2005
La regulación es un factor clave
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Distintos modelos
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La energía es vendida al mercado (percibiendo además una prima) o a tarifa, que son conocidas durante un periodo de tiempo
Precio:• Fijo (Germany, France, Spain)• Pool precio + prima (Spain)
Wholesale
Market Network Consumers
Conventional Producers
Renewables Producers
Periodo de tiempo: • 20 años (Germany); • 15 años (France)• Según vida útil (Spain)
Variables
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Modelo Feed-In Tariff
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En teoría, es el mecanismo en teoría más compatible con el mercado de electricidad. Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes:
Electricidad Certificados
El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores). El mercado fija el precio.
E
C Certificate Market
Electricity MarketCustomers(electricity)
Customers(certificate)
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Modelo Tradable Green Certificates o Quota
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Experiencias en la Unión Europea (UE)
La importancia de la regulación
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Documento de Trabajo de la Comisión de la U.E. ( enero-2008)
Experiencias en la Unión Europea (UE)
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Spain
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Modelo Feed in tariff es el más efectivo.
• De acuerdo con el documento de la Comisión de la U.E. “ los paises con sistema de apoyo más efectivo son dinamarca, Alemania y España, todos ellos basados en sistema “Feed-in Tariffs”
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€/MWh
BelgiumItaly
UK
Las ayudas en los países con Certificados Verdes son sensiblemente mayores que los costes de generación.
El sistema de Certificados Verdes presenta costes más elevados que el sistema de Feed-in Tariffs.
Debido a los riesgos superiores, el inversor necesita una prima más alta, lo que hace encarecer el
sistema.
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Modelo Feed in tariff es también el más eficiente
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Spain
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Modelo Feed in tariff también más eficiente. Eficacia vs coste
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Ventajas Efectividad Eficiencia Mejora de la calidad de la tecnologçia Compatible con el mercado eléctrico
Desventajas Posibilidad de “windfall profits” en el mercado Es necesario seguimiento de costes
Experiencias en la Unión Europea (UE)
Modelo Feed in tariff
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2. Evolución regulatoria del régimen especial en España
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Régimen especial Producción de instalaciones P<=50MW
que utilicen:
Derecho a incorporar (prioridad acceso) su energía al sistema o acceder al mercado
Retribución: Tarifa regulada (garantía de adquisición)
ó
Precio Mercado + Prima
Régimen ordinario Resto de instalaciones
Obligación de participar en mercado P>50MW
Retribución:
Precio Mercado
Evolución regulatoria del régimen especial en España
Tipos de instalaciones
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a. Cogeneración a11. Gas natural P < 1MW1MW < P < 10MW
10MW < P < 25MW25MW < P < 50MW
a12. Resto P < 1MW1MW < P < 10MW
10MW < P < 25MW25MW < P < 50MW
a2. Energías residuales P < 10MW10MW < P < 25MW25MW < P < 50MW
b. Renovables b11. Fotovoltaica P < 100 kWresto
b12. Térmicab2. Eólicas (tierra y off-shore) P < 5 MW
restob3. Geotérmica, olas... P < 50 MWb4. Hidraulica P < 10MWb5. Hidraulica 10MW < P < 25MW
25MW < P < 50MWb6. Biomasab7. Biogasb8. Biomasa inst industriales
c. Residuos c1/c2 Residuos urbanos, otrosc3. Residuos mezcla
d. Tratamiento d1/d2 Purines, lodosd3. Otros
Clasificación por tipo de instalaciones
Evolución regulatoria del régimen especial en España
Tipos de instalaciones
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0.- RD 2366/1994
Venta a tarifa: Retribución = Tarifa regulada + Complementos
1.- RD 2818/1998 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa Regulada + Complementos
= Precio mercado demanda + Prima
2.- RD 481/2002Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima + Incentivo
Incertidumbre anual en la fijación anual de las primas y tarifas
Incentivos únicamente para la cogeneración
Metodología CNE 2003
3.- RD 436/2004 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa
Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima + Incentivo
4.- RD 661/2007Venta a tarifa: Retribución = Tarifa
Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima Cap & Floor
Sobreretribución en el mercado e insuficiencia en cogeneración y biomasa
Evolución regulatoria del régimen especial en España
1994-2007
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Régimen económico del RE Los titulares de las instalaciones en RE deben optar por una opción de
venta de energía eléctrica. Periodo mínimo: 1 año Podrán vender:
– A tarifa regulada:– En el mercado:
Precio de venta = Tarifa
Precio de venta = Precio mercado + Prima
En ambos casos se facturan también complementos y costes por desvíos
Evolución regulatoria del régimen especial en España
Regimen economico actual
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3. Criterios básicos de regulación
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a. Alcanzar los objetivos de planificación (29 % demanda en 2010): Los incentivos económicos constituyen un instrumento de política energética y ambiental (suficientes para rentabilidad razonable, pero ….se justifican incentivos que obtienen rentabilidad superior a la razonable)
b. Estabilidad regulatoria. Predictibilidad y seguridad en los incentivos
económicos durante la vida de la instalación (animar a los inversores y menor coste financiero): no retroactividad.
c. Facilitar la operación del sistema. Regulación complementaria para
mejorar la calidad de la energía producida (mayor seguridad en el sistema)
d. Incentivar la integración voluntaria en el mercado. Régimen
cada vez menos especial (incrementa el número de agentes en el mercado)
Criterios básicos de regulación. Metodología CNE-> Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007
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a. Alcanzar los objetivos de planificación
Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007
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El artículo 44 del RD 661/2007: • Tarifas y primas vigentes en la puesta en marcha: durante toda la vida útil de la instalación
• Actualizaciones anuales, con IPC-0,25
• Revisiones cada 4 años (2008-2012-2016…):• Entran en vigor el 1 de enero del segundo año (en 2010, se fijarían los incentivos para 2012)• Sin retroactividad para instalaciones existentes (sólo afectan a nuevas instalaciones puestas en marcha a partir de 2008)
b. Estabilidad regulatoria
Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007
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c. Facilitar la operación del sistema
Programa de funcionamiento:
• Opción a tarifa: Venta energía a mercado diario a precio cero, por representante, con coste de desvíos cuando existe obligación de medida horaria (>= 15 kVA) • Opción mercado: Como cualquier otra instalación
Complemento por energía reactiva (cesión o absorción, con consignas modificables por el OS, y/o a propuesta del distribuidor)
Continuidad de suministro frente a huecos de tensión (eólica): adaptación de las protecciones para evitar la desconexión de la central
Adscripción a centro de control (> 10 MW)
Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007
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Dos opciones: • Opción de venta a tarifa regulada: Tarifa Regulada (eólica= 73 €/MWh)
• Opción de venta en mercado (en cualquier modalidad de contratación) percibiendo: Precio Mercado + Prima (eólica= floor 71 €/MWh; cap 85 €/MWh)
La participación en
mercado con representante
Para las renovables, se introducen
límites retributivos en el mercado,
conocidos como cap and floor.
d. Integración voluntaria en el mercado
Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007
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Será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas posteriores a la fecha limite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo-> A partir del 30.9.08
Se fijan cuatro convocatorias anuales, fijando unos cupos de potencia por tipo y subtipo. Techo: 2/3 * 400 MW/año Suelo: 1/3 * 400 MW/año + (100 MW en 2009 y 60 MW en 2010)
Mecanismo de transferencia de cupos entre tipos
En el caso de completar los cupos, en las siguientes convocatorias se reducirán las citadas tarifas de forma paulatina hasta alcanzar una reducción de un 10 % anual.
Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de
retribución para la tecnología solar fotovoltaica.
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TARIFAS, para la primera convocatoria 2009:
Tipo I: Instalaciones sobre edificación P <= 20 KW 34,00 cent€/kWhP > 20 kW 32,00 cent€/kWh
Tipo II: Instalaciones en el sueloPara cualquier potencia: 32,00 cent€/kWh
Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de
retribución para la tecnología solar fotovoltaica.
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4. El acceso a las redes
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Derecho de acceso de terceros a la red
Prioridad de acceso para el Régimen Especial
Sólo se podrá restringir por falta de capacidad necesaria: cuando se ponga en peligro la seguridad, regularidad o calidad de los suministros
El acceso a las redesCriterios básicos
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Las limitaciones de acceso se resolverán sobre la base de
inexistencia de reserva de capacidad: no debe influir la precedencia
temporal en la conexión -> Posibilidad de sobreinstalación en un nudo
Las posibles congestiones se solucionan:
– En Transporte, con la adscripción a centros de control y aplicación PO´s. La
planificación vinculante resuelve congestiones a medio plazo
– En Distribución, con centros de y control o equipos de teledesconexión
automática. Es necesario el reconocimiento de las expansiones de red a los
distribuidores
El acceso a las redesCriterios básicos
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5. Garantía de origen y etiquetado
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Directiva 2001/77/CE: Energías Renovables
Artículo 5: “Garantía de origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables”
Los EEMM harán lo necesario para que el origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables pueda garantizarse como tal (…) Asimismo, velarán por que se expidan a tal efecto, previa solicitud, garantías de origen.
Directiva 2004/8/CE: Cogeneración de Alta Eficiencia
Artículo 5: “Garantía de origen de la electricidad de cogeneración de alta eficiencia”
Los EEMM garantizarán (…) que el origen de la electricidad producida a partir de la cogeneración de alta eficiencia pueda identificarse (…). Los EEMM velarán por que dicha garantía de origen de la electricidad permita a los productores demostrar que la electricidad que venden ha sido producida mediante cogeneración de alta eficiencia y se expida siempre que así lo solicite el productor.
Es importante diferenciar claramente las garantías de origen (atributo ambiental) de los certificados comercializables (sistema de apoyo)
Garantia de Origen y etiquetadoBase normativa
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Solicitud transferencia /
importación
Cancelación:-Exportación (renuncia a tarifa/prima)
-Redención (por el consumidor final)
-Revocación (error o deficiencia)
-Caducidad
PRODUCTORES Empresas
COMERCIALIZADORAS
CNE
GªO
CNE
GªOCONSUMIDORES
Solicitud
GdO
CNE
Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen (mensual)
Expedición GdO
Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembreSistema de Garantía de Origen
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Ingresos obtenidos por la venta de garantías de origen
Separación contable
Informe de plan de aplicación de ingresos
Pueden estar destinados a:Nuevos desarrollos de instalaciones de régimen especial
I+D cuyo objetivo sea mejora del medio ambiente.
Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembreSistema de Garantía de Origen
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Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembreSistema de Garantía de Origen. www.cne.es
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Tipo Energía Régimen CategoríaNº
InstalacionesPotencia
KWProducción
MWh
Garantías Solicitadas
MWh
Garantías Expedidas
MWh
Garantías a ExportarMWh (1)
Especial Biomasas 5 48.283 166.850 166.850 106.030
Eólicas 272 7.758.010 15.882.150 16.301.478 16.177.390
Fotovoltaicas 22 1.494 2.944 2.944 2.917
Hidroeléctricas 82 502.767 1.004.977 1.004.971 989.423
Purines 6 71.580 426.259 426.259 0
Residuos Sólidos Urbanos 1 19.440 112.748 112.748 0
388 8.401.574 17.595.928 18.015.250 17.275.760
Ordinario Hidroeléctricas 590 15.839.866 15.021.423 24.169.456 23.339.646 232.264
590 15.839.866 15.021.423 24.169.456 23.339.646 232.264
978 24.241.440 32.617.350 42.184.706 40.615.406 232.264
Especial S/ gas especificado 6 21.543 43.722 43.722 0
Fuel Oil BIA 1 2 43.180 0 149.316 149.316
Gas de refinería 1 94.160 316.444 316.444 316.444
Gas natural 16 1.084.116 4.902.534 5.628.484 4.729.730 954.148
25 1.242.999 5.262.700 6.137.966 5.195.490 954.148
Ordinario Gas natural 2 780.660 3.878.164 3.878.164 1.513.336
2 780.660 3.878.164 3.878.164 1.513.336
27 2.023.659 9.140.864 10.016.130 6.708.826 954.148
1.005 26.265.099 41.758.215 52.200.836 47.324.232 1.186.412
(1) Las Garantías solicitadas para exportar no están descontadas de las garantías expedidas
AÑO 2007Resúmen Garantías de Origen expedidas
Total Cogeneración
Total Renovable
TOTAL
Cogeneración Alta Eficiencia
Renovable
Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007
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PRODUCTORES Empresas
COMERCIALIZADORAS
CNE
GdO
CNE
GdOCONSUMIDORES
CNE
Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen: Página Web CNE
Expedición
47.430 GWh
Transferencia30.972 GWh
Cancelaciónredención
2.482 GWh
Exportación 232 GWh
Cancelación Caducidad16.226 GWh
Cancelacióncaducidad
28.490 GWh
Garantia de Origen y etiquetado Resultados año 2007
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Sujetos obligados a informar: Distribuidores y Comercializadores, del mix general de generación y del
mix particular de comercialización, una vez asignadas las garantías expedidas, así como de los impactos ambientales asociados
Información obligatoria: Mix de producción, adquisiciones comercializadores: REE
Emisiones específicas CO2: CIEMAT
Residuos alta actividad: CSN
Método de cálculo: Mix de Producción – Garantía de Origen = Mix de comercialización
Plazos: 1 Abril 2008: Web CNE: información mix producción (general) y mix
comercialización (por comercializador) en 2007, e impactos ambientales
Abril 2008: Información en las facturas de los consumidores
Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008 Sistema de etiquetado de electricidad
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Información sobre su electricidad
Origen de la electricidad
Mix de Producción
Origen Comercializadora
AMix de
Producción
Carbón 16% 20%
Fuel/Gas 10% 14%
CCTG 12% 16%
Mix Comercialización Nuclear 22% 26%
Otros 5% 7%
Renovables y Cogeneración de Alta Eficiencia 35% 17%
Saldo internacional 0% 0%
Además, durante el periodo ha adquirido 100 KWh y ha redimido 90 Garantías de Origen, lo que se traduce en que:
El 90% de su consumo procede de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia
Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008 Sistema de etiquetado de electricidad
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Impacto medio ambiental
El impacto ambiental de su electricidad depende de las fuentes energéticas utilizadas para su generación.
En una escala de A a G donde A indica el mínimo impacto ambiental (valor cero) y G el máximo, la energía
suministrada por su COMERCIALIZADOR A durante el año 2007 tiene los siguientes niveles:
Media Nacional Media Nacional
0,62 0,45
B
O,57
Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008 Sistema de etiquetado de electricidad
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Gráfico del reparto de energía eléctrica de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s :
ENDESA ENERGIA S.A
CC Gas Natural; 20,7%
Carbón; 22,5%
Fuel/Gas; 3,2%
Nuclear; 16,8% Renovables; 27,7%
Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,0%
Cogeneración; 6,2%
Otras; 0,9%
UNION FENOSA COMERCIAL S.L
CC Gas Natural; 14,7%
Carbón; 16,0%
Fuel/Gas; 2,3%
Nuclear; 11,9%Otras; 0,6%
Cogeneración; 4,4%Cogeneración de Alta
Eficiencia; 15,6%
Renovables; 34,5%
IBERDROLA S.A
Renovables; 100,0%
HIDROCANTABRICO ENERGIA S.A UNIPERSONAL
CC Gas Natural; 19,7%
Carbón; 21,4%
Fuel/Gas; 3,1%
Nuclear; 15,9%
Renovables; 31,1%
Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,0%
Cogeneración; 5,9%
Otras; 0,9%
Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007
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Gráfico del reparto de energía eléctrica de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s :
GAS NATURAL COMERCIALIZADORA S.A
Nuclear; 10,1%
Fuel/Gas; 1,9%
Carbón; 13,6%
CC Gas Natural; 12,5%
Otras; 0,6%
Cogeneración; 3,7%Cogeneración de Alta
Eficiencia; 2,0%
Renovables; 55,6%
NATURGAS COMERCIALIZADORA, S.A.
CC Gas Natural; 20,0%
Carbón; 21,7%
Fuel/Gas; 3,1%
Nuclear; 16,2%
Renovables; 30,1%
Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,0%
Cogeneración; 6,0%
Otras; 0,9%
ENEL VIESGO ENERGIA S.L
Nuclear; 8,1%Fuel/Gas; 1,6%
Carbón; 10,9%
Otras; 0,4%
Cogeneración; 3,0%
Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,0%
Renovables; 64,0%
CC Gas Natural; 10,0%
GAS NATURAL SERVICIOS SDG S.A
Carbón; 12,8%
Fuel/Gas; 1,8%Nuclear; 9,6%
CC Gas Natural; 11,8%
Otras; 0,6%
Cogeneración; 3,5% Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,1%
Renovables; 57,8%
Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007
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Gráfico de las Emisiones de CO2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s
Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos
A
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,00
I BERDROLA S.A
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
C
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,37
ENDESA ENERGI A S.A
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
C
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,31
UNI ON FENOSA COMERCIAL S.L
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
C
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,35
HI DROCANTABRI CO ENERGI A S.A
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,49
ENDESA ENERGI A S.A
Media Nacional
0,54
C
A
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radioactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,00
I BERDROLA S.A
Media Nacional
0,54
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,35
UNI ON FENOSA COMERCIAL S.L
Media Nacional
0,54
C
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radioactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,47
HI DROCANTABRI CO ENERGIA S.A
Media Nacional
0,54
C
Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007
48
Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos
B
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,24
ENEL VIESGO ENERGIA S.L
Media Nacional
0,54
B
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,30
GAS NATURAL COMERCIAL. S.A
Media Nacional
0,54
B
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,28
GAS NATURAL SERVICIOS S.A
Media Nacional
0,54
C
Miligramos por kWh
Residuos radiactivos AA
Menos residuos radiactivos
Más residuos radiactivos
A
B
C
D
E
F
G
Residuos Radiactivos
0,47
NATURGAS COMERCIAL. S.A.
Media Nacional
0,54
Gráfico de las Emisiones de CO2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s
B
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,18
ENEL VIESGO ENERGIA S.L
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
B
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,22
GAS NATURAL COMERCIAL. S.A
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
B
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,21
GAS NATURAL SERVICIOS S.A
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
C
Kg de dioxido de carbono por kWh
Menos dióxido de carbono
Más dióxido de carbono
A
B
C
D
E
F
G
Contenido de carbono
0,35
NATURGAS COMERCIAL. S.A.
Media Nacional
0,40
Emisiones de dióxido de carbono CO2
Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007
49
6. Expectativas futuras en España
50
POTENCIAL TÉCNICO APROVECHABLE CON
ENERGÍAS RENOVABLES
376 GW
159 GW
66 GW
110 GW
6 GW15 GW
3 GW 3 GW
14 GW
Expectativas futuras en España Potencial
51
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
2.007 2.010 2.020 2.030
GW
h
Olas y geotérmica
R.S.U.
Fotovoltaica
Biogás
Termoeléctrica
Biomasa
Eólica
Hidroeléctrica R.especial
Hidroeléctrica R.ordinario
Generación bruta convencional
22% 31% 35% 41%
Expectativas futuras en España Escenario 2030
52
55.500 13.211 Total Potencia eólica y solar
83.330 32.512 Total Potencia Renovable
150.906 83.570 Total Potencia Instalada
800 -Olas y geotérmica
6.500 400 Fotovoltaica
700 171 Biogás
9.000 11 Termoeléctrica
3.700 372 Biomasa
40.000 13.000 Eólica
3.000 1.900 Hidráulica en R.Especial
19.630 16.658 Hidráulica en R.Ordinario
710 6.827 Fuel
9.500 5.983 Cogeneración
41.650 18.598 Gas natural
7.716 7.716 Nuclear
8.000 11.934 Carbón
2030Escenario 41%2007 oct
Potencia instalada Nacional
MW
55.500 13.211 Total Potencia eólica y solar
83.330 32.512 Total Potencia Renovable
150.906 83.570 Total Potencia Instalada
800 -Olas y geotérmica
6.500 400 Fotovoltaica
700 171 Biogás
9.000 11 Termoeléctrica
3.700 372 Biomasa
40.000 13.000 Eólica
3.000 1.900 Hidráulica en R.Especial
19.630 16.658 Hidráulica en R.Ordinario
710 6.827 Fuel
9.500 5.983 Cogeneración
41.650 18.598 Gas natural
7.716 7.716 Nuclear
8.000 11.934 Carbón
2030Escenario 41%2007 oct
Potencia instalada Nacional
MW
Expectativas futuras en España Escenario 2030
53
Potencia prevista
40.000 MW en 2030
Se ha previsto el repowering, una vez alcanzada la finalización de vida útil, suponiendo 20 años de vida útil.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
MW
Nuevas instalaciones
Repowering
Potencia acumulada
Expectativas futuras en España Eolica Terrestre
54
Costes
El coste de inversión estará entre 850 y 700 €/kW en 2030. El coste medio de una instalación eólica en 2030 rondará los 48-43 €/MWh (2.000 -2.200 h)
Fuente: Energy Technology perspectives 2006,IEA.
Perspectivas Globales de la Energía Eólica 2006. Global Wind Energy Council (GWEC).
Fuente año 2006: IDAE
Horas medias: 2.200 h
Evolución del coste de inversión de una instalación eólica
-
200
400
600
800
1.000
1.200
2005 2010 2020 2030 2040 2050
€/K
W , $
/KW
Escenario con crecimientoeólico actual- GWEC €/kW
Escenario de crecimientomoderado- GWEC €/kW
Escenario de crecimientoeólico fuerte - GWEC €/kW
AIE $/KW
Evolución del coste medio de generación eólica
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2005 2010 2020 2030 2040 2050
€/M
Wh
, $/
MW
h
Expectativas futuras en España Eolica Terrestre
55
Potencia fotovoltaica en 2030
6.500 MW
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
MW
Incorporaciones
Potencia instalada fotovoltaica
Expectativas futuras en España Solar fotovoltaica
56
Costes
En 2030, los costes de inversión estarán en 1.000 €/kW, y los costes medios entre 86-69 €/MWh (1.200 – 1.600 h)
Evolución del coste de inversión de una instalación fotovoltaica
0
1
2
3
4
5
6
7
2006 2015 2030 2050
€/W
p, $/W
p
Photovoltaic Technologyplatform €/Wp
AIE $/Wp
Polinómica (AIE $/Wp)
Polinómica (PhotovoltaicTechnology platform €/Wp)
Evolución de los costes medios de generación fotovoltaicos
-
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2006 2015 2030 2050
€/M
Wh
; $/M
Wh
Photovoltaic Technology platform- 1200 horas €/MWh
Photovoltaic Technology platform- 1600 horas €/MWh
AIE 1200 horas $/MWh
Polinómica ( Photovoltaic Technology platform- 1600 horas €/MWh)
Polinómica ( Photovoltaic Technology platform- 1200 horas €/MWh)
Polinómica (AIE 1200 horas $/MWh)Fuente: Energy Technology Perspectives 2006, AIE.Photovoltaic Technology Platform- European Strategic Energy PlanFuente año 2006: IDAE.
Expectativas futuras en España Solar fotovoltaica
57
7. Particularidades en los SEIE
58
Generales (Artículo 17 de la Ley 54/1997)
Tarifas y peajes de carácter único en todo el territorio español.
Satisfechas por los consumidores
Suficiencia para retribuir el coste de producción, las actividades y los costes regulados
Particulares (Artículo 12 de la Ley 54/1997)
La producción extrapeninsular podrá percibir una compensación
El transporte y la distribución se retribuirán de acuerdo con los principios generales
Particulares (Artículo 16 de la Ley 54/1997)
La compensación extrapeninsular es un coste permanente
La Regulación Extrapeninsular
Singularidades: La Ley del sector eléctrico
59
Generación
Consideración de las especificidades y sobrecostes: costes estándares
Fomento de la disponibilidad: retribución coste fijo
Eficiencia en la explotación: despacho de costes variables del O.S.
Transporte y distribución
Comercialización: mercado minorista
No discriminación a los consumidores cualificados insulares por estar ubicados fuera de la península (Desarrollo de la DT 13ª del RD 1955/2000, de 1 de diciembre)
Posibilidad CC.AA establezcan una señal de precio con el mismo nivel (en términos anuales) que en península, pero que considere el estado del sistema
Libertad de elección de comercializador
Real Decreto 1747/2003
La Regulación Extrapeninsular
Singularidades: Desarrollo Normativo
60
Península:
a) Opción Tarifa (oferta al mercado a precio 0):
Remuneracion= (Tarifa Reg x Energía neta)-
- Coste de Desvíos +Complementos
b) Opción Mercado (oferta al mercado con precio): Remuneracion=
(Precio mercado x Energía neta)+
+ (Prima variable x Energía neta)-
-Desvíos +Complementos
Prima Variable: Entre techo y suelo según el precio del
mercado
Singularidades en régimen especial
Diferencias Peninsula vs SEIE´sSEIE´s:
a) Opción Tarifa (oferta al despecho sin precio):Remuneracion=
(Tarifa Reg x Energía neta)-- Coste de Desvíos* +Complementos* El Coste de Desvios es valorado según el
desvío medio peninsular de la tecnología.
b) Opción Mercado (oferta al despacho sin precio): Remuneracion=
(Precio mercado x Energía neta)+
+ (Prima variable x Energía neta)-
-Desvíos* +Complementos* El Coste de Desvios es valorado según el
desvío medio peninsular de la tecnología.
Prima Variable: Entre techo y suelo según el precio del
mercadoPara todos los casos, se adopta el precio del mercado
de la tecnología en la península.
61
8. Evolución
62
Evolución de la producción en régimen especial
Evolución del Régimen Especial y la demanda bruta en España
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
GW
h
0%
5%
10%
15%
20%
25%
TOTAL R.ESPECIAL DEMANDA_bc TOTAL R.ESPECIAL/ DEMANDA b.c.
63
Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada
Evolución de la potencia instalada en el régimen especial en España._ Agosto_2008
1.042 1.407 1.582 2.151 2.6063.0983.923 4.5446.252
7.7669.237
11.23413.337
14.950
17.51219.284
21.574
24.41825.223
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Cogeneración Eólica Hidráulica Residuos
Biomasa Trat.Residuos Fotovoltaica Total
64
Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada
4.159
4.022
3.667
2.534
2.479
2.147
1.312
1.301
787
566
527
462
424
393
243
142
56
3
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500
GALICIA
CASTILLA LA MANCHA
CASTILLA Y LEON
ARAGON
ANDALUCIA
CATALUÑA
NAVARRA
COMUNIDAD VALENCIANA
P AIS VASCO
MURCIA
LA RIOJ A
ASTURIAS
MADRID
CANTABRIA
CANARIAS
EXTREMADURA
BALEARES
CEUTA Y MELILLA
Potencia instalada total en Regimen Especial en España (MW). Agosto 2008.
Total
65
Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada
3.127
2.945
2.678
1.628
1.167
940
447
438
359
214
189
146
145
18
4
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500
CASTILLA LA MANCHA
GALICIA
CASTILLA Y LEON
ARAGON
ANDALUCIA
NAVARRA
COMUNIDAD VALENCIANA
LA RIOJ A
CATALUÑA
ASTURIAS
P AIS VASCO
CANARIAS
MURCIA
CANTABRIA
BALEARES
Potencia instalada en energía eólica en España (MW). Agosto 2008.
EÓLICA
66
Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada
310
149
126
108
102
92
80
61
25
21
14
12
11
10
4
1
0
0
0 50 100 150 200 250 300 350
CASTILLA LA MANCHA
CASTILLA Y LEON
ANDALUCIA
EXTREMADURA
COMUNIDAD VALENCIANA
MURCIA
NAVARRA
CATALUÑA
CANARIAS
ARAGON
MADRID
LA RIOJ A
BALEARES
P AIS VASCO
GALICIA
CANTABRIA
ASTURIAS
CEUTA Y MELILLA
Potencia instalada en energía solar PV en España (MW). Agosto 2008.
SOLAR
67
Evolución de la producción en régimen especial Numero de Instalaciones
Evolución del numero de instalaciones en régimen especial en España. (Agosto_2008)
1.325 1.533 1.755 2.054 2.776 3.6585.439
7.649
12.137
22.385
29.211
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA COGENERACIÓN
RESIDUOS TRAT.RESIDUOS Total general
68
Evolución de la producción en régimen especial Cumplimientos de objetivos
Resultado para el mes n/año 8 2008
PEn (MW) (1) PO (MW) Gn (%) (2) V (MW/mes)N85
(nº meses) (3)N100
(nº meses) (4)Pi n Pi n-12
Cogeneración6.418 9.215 70% 30 47 93 6.097 6.057
Solar PV1.580 371 426% 97 SUPERADO SUPERADO 1.116 413
Solar termoeléctrica11 500 2% - - - 11 -
Eólica15.204 20.155 75% 186 10 27 14.444 12.975
Eólica (DT7ª)0 2.000 0% - - - - -
Hidráulica=< 10MW 1.360 2.400 57% 7 91 139 1.292 1.271
Biomasa(b6 y b8) 391 1.317 30% 2 330 420 372 365
Biomasa(b7) 166 250 66% 1 - - 157 156
Residuos Sólidos Urbanos 271 350 78% 0 - - 271 271
69
Evolución de la producción en régimen especial
Evolución del Régimen Especial y la demanda bruta en España
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
GW
h
0%
5%
10%
15%
20%
25%
TOTAL R.ESPECIAL DEMANDA_bc TOTAL R.ESPECIAL/ DEMANDA b.c.
70
Evolución de la producción en régimen especial
Evolución de las energías renovables en España
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
GW
h
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
Energías Renovables en RE (GWh) Gran Hidráulica (GWh)
Demanda b.c TOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.
71
9. Conclusiones
72
9. Conclusiones
La regulación es el factor clave, incluso más que los recursos naturales.
El éxito en España está basado en una estable, predecible y rentable retribución, derivada del marco regulatorio.
Regulación económica: Cuatro principios básicos
Alcanzar los objetivos de la planificación
Estabilidad regulatoria
Facilitar la operación del sistema
Incentivar la integración voluntaria en el mercado
Regulación de acceso
Regulación de la garantía de origen
Los SEIE tienen una regulación del régimen especial análoga a la de la península
73
Gracias por su atención.