Análisis sobre costes de energía en Canarias - RICAM

Agrupación Empresarial Innovadora—Cluster de Empresas de Energías Renovables, Medio Ambiente y Recursos Hídricos de las Islas Canarias

AEI - Cluster RICAM

Análisis de los sobrecostes de la Energía del Sistema Energético de Canarias

Realizado por: Cofinanciado por:

ANÁLISIS DE LOS SOBRECOSTES DE LA ENERGÍA EN LOS SISTEMAS EXTRAPENINSULARES

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Equipo redactor:

AEI-Clúster RICAM

Corporación 5, Análisis y Estrategia, SL

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Este trabajo ha sido elaborado gracias

a la financiación de

Fundada en 1990, CORPORACIÓN

CINCO, ANÁLISIS Y ESTRATEGIAS

S.L. ha venido desarrollando en

Canarias una labor de consultoría

estratégica y planificación para una

gran cantidad de empresas y

organismos públicos, siempre bajo

los principios de:

Confidencialidad

Rigurosidad

Flexibilidad

Sus casi 20 años de actividad le han

conferido gran experiencia, alta

especialización y una posición de

liderazgo en el mercado regional que

le permiten, debido al perfecto

conocimiento del entorno, realizar

una "CONSULTORÍA A MEDIDA" con

una metodología adaptable a las

necesidades de empresas de diversos

tamaños y actividades, con los

objetivos siempre claros de eficiencia

y calidad que permitan añadir valor

al cliente y con el mejor equipo

profesional.


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PRESENTACIÓN:

Canarias es un territorio insular discontinuo que a pesar de sus condiciones

geográficas y su escasez de recursos convencionales, históricamente ha sabido

salvar sus dificultades a través de la creatividad y de apostar por la renovación

de su estructura económica, de una forma más o menos traumática a lo largo de

las diferentes épocas.

Hoy estamos de nuevo ante una situación compleja. La globalización, el Cambio

Climático, las necesidades crecientes de recursos y energía, etc., nos ofrecen un

reto importante al que toda la sociedad debe conocer y responder.

La energía, como elemento fundamental sobre el que se ha construido el

bienestar humano, se sitúa también como clave de nuestra respuesta a esos

retos. Y poco a poco, las fuentes renovables han ganado peso como alternativa

que progresivamente puede ayudarnos a mitigar los efectos adversos de la

actividad humana sobre el Medio Ambiente.

La fragilidad del territorio canario y el importante número de personas que lo

habitamos y usamos, hace más importante aún la adopción de las energías

renovables en la generación de electricidad de una forma decidida e intensiva.

La Agrupación Empresarial Innovadora – Cluster de Empresas de Energías

Renovables, Medio Ambiente y Recursos Hídricos de las Islas Canarias (AEI-

Cluster RICAM), es una entidad sin fines lucrativos reconocida por el Ministerio

de Industria, Turismo y Comercio del Gobierno de España, e inscrita en su

Registro Especial de Agrupaciones Empresariales Innovadoras (denominación

española para las organizaciones conocidas como “cluster”). Integra a

aproximadamente 250 empresas y entidades de toda la Comunidad Autónoma

de Canarias, y seguimos creciendo.

Tres son los pilares fundamentales de nuestra actuación:

1. Alcanzar un marco legal estable, simplificado -pero sin renunciar a las

necesarias garantías técnicas y legales- y favorable al desarrollo de

negocio, la implantación de las energías renovables, la protección del

medio ambiente y la correcta gestión de los recursos hídricos.

2. Fomentar la Investigación, el Desarrollo Tecnológico y la Innovación

dentro de las actividades de la AEI.

3. Trabajar por la internacionalización de las empresas, demostrando

nuestra capacidad de liderazgo y potenciando el papel fundamental de

Canarias como territorio modélico en sostenibilidad.

Y todo ello desde la colaboración entre sus miembros y con otros grupos de

interés.

El objetivo final de este estudio es demostrar que la generación de electricidad a

partir de fuentes de energía renovables es viable para su aplicación intensiva en

Canarias, así como revelar la necesidad de articular una estrategia social, política

y económica a favor de ellas.

Julián Monedero Andrés

PRESIDENTE


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ÍNDICE

EQUIPO REDACTOR. DERECHOS SOBRE LA OBRA. COFINANCIACIÓN

PRESENTACIÓN

1. INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

1.2 OBJETIVO DEL ESTUDIO

2. DIAGNÓSTICO

2.1 EL CAMBIO CLIMÁTICO

2.2 SEGURIDAD EN EL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

2.3 EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO

2.4 EL MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO

2.4.1 UNIÓN EUROPEA

2.4.2 ESPAÑA

2.4.3 REGIONES EXTRAPENINSULARES

2.4.4 CANARIAS

2.5 CONCLUSIONES Y DIAGNÓSTICO PARA CANARIAS

2.5.1 ASIMETRÍA DE LA REGULACIÓN LEGAL

2.5.2 TRÁMITES ADMINISTRATIVOS

2.5.3 INSEGURIDAD JURÍDICA

2.5.4 ASIGNACIÓN DE POTENCIA. EL CONCURSO EÓLICO

2.5.5 SISTEMA DE CUPOS PARA SOLAR FOTOVOLTAICA

2.6 CANARIAS UN TERRITORIO DIFERENTE, TAMBIÉN EN LA ENERGÍA

2.6.1 SISTEMA ELÉCTRICO EN CANARIAS. SISTEMAS INSULARES

2.6.1 APROXIMACIÓN A LOS COSTES DE LA ENERGÍA

2.6.2 APROXIMACIÓN A LOS PRECIOS

2.6.3 ANÁLISIS POR ISLA

2.7 ESPAÑA. LA COMPETENCIA EXTRAPENINSULAR

3. CONCLUSIONES Y PROPUESTAS

3.1 A TERRITORIO DIFERENTE, DIFERENTE LEGISLACIÓN

3.2 LA ELIMINACIÓN DE LOS CUPOS, UNA NECESIDAD

3.3 PROPUESTAS PARA UNA GESTIÓN ECONÓMICA, EFICIENTE Y

SOSTENIBLE DE LA ENERGÍA

3.4 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO


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1. INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes

El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra

sociedad. Su precio es un factor decisivo de la competitividad de buena parte de

nuestra economía. El desarrollo tecnológico de la industria eléctrica y su

estructura de aprovisionamiento de materias primas determinan la evolución de

otros sectores de la industria. Por otra parte, el transporte y la distribución de

electricidad constituyen un monopolio natural: se trata de una actividad

intensiva en capital, que requiere conexiones directas con los consumidores,

cuya demanda de un producto no almacenable – como energía eléctrica- varía

en períodos relativamente cortos de tiempo. Además la imposibilidad de

almacenar electricidad requiere que la oferta sea igual a la demanda en cada

instante de tiempo, lo que supone necesariamente la coordinación de la

producción de energía eléctrica, así como la coordinación entre las decisiones de

inversión en generación y en transporte de energía eléctrica. Todas estas

características técnicas y económicas hacen del sector eléctrico un sector

necesariamente regulado (por ejemplo, la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del

Sector Eléctrico)1.

La Directiva 96/92/CE2, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de

diciembre de 1996, estableció las bases para la creación del mercado interior de

la electricidad en la Unión Europea. La experiencia adquirida de esta Directiva

permitió identificar los obstáculos que pueden impedir el funcionamiento

competitivo de este mercado, así como identificar las necesidades de mejoras.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece los

principios de un nuevo modelo de funcionamiento que, en lo que se refiere a la

producción, están basados en la libre competencia. Sin embargo, dicha Ley hace

compatible este fundamento con la consecución de otros objetivos, tales como la

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

medio ambiente.

El Régimen Especial de producción de energía eléctrica es aquel que, como

complemento al Régimen Ordinario, se aplica en España a la evacuación de

energía eléctrica a las redes de distribución y transporte procedente del

tratamiento de residuos, biomasa, hidráulica, eólica, solar y cogeneración.


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Para ello establece la existencia de un Régimen Especial de producción,

diferenciado del ordinario -en el que se cruzan ofertas y demandas de

electricidad, determinando así el precio de la energía-, sin incurrir en situaciones

discriminatorias que pudieran ser limitadoras de una libre competencia.

La Ley 17/20073 de 4 de julio, modifica la ley 54/1997, de 27 de noviembre

del Sector Eléctrico, para adaptarla a La Directiva 2003/54/CE4, de 26 de

junio de 2003, que introduce novedades para completar el Mercado Interior de

la electricidad. Hay que señalar que la mayor parte de las disposiciones

establecidas en la misma ya se encuentran incorporadas en la legislación

española por lo que su adecuación solo afecta a la necesidad de modificar

aspectos puntuales, permitiendo la coexistencia de distintas forma de

organización del sistema eléctrico.

El aislamiento y el tamaño de los sistemas eléctricos insulares y

extrapeninsulares (en adelante SEIE) de las Illes Balers, Canarias, Ceuta y

Melilla refleja unos factores diferenciales respecto al sistema eléctrico peninsular.

De acuerdo con esto, pierde sentido establecer un mercado de ofertas similar al

peninsular. Por ello, previendo esta circunstancia, la Ley 54/1997 en su artículo

12.2, dejó abierta la posibilidad de que la actividad de producción eléctrica

desarrollada en los territorios insulares y extrapeninsulares pudiera estar

excluida de este mercado. Es por ello que en el Real Decreto 1747/20035, de

19 de diciembre se desarrolla un marco regulatorio específico para estos

territorios.

El régimen especial de producción se halla regulado por el Real Decreto

661/20076, de 25 de mayo, en el que se establece un sistema de incentivos

temporales para aquellas instalaciones que requieren de ellos para situarse en

posición de competencia en un mercado libre, excepto en el caso particular de

cogeneración no superior a 1 MW y fotovoltaica no superior a 50 MW, que sólo

tienen opción de vender en mercado regulado a tarifa, debido a que se hace

necesario potenciar sus beneficios medioambientales, habida cuenta de que sus

mayores costes no les permitirían dicha competencia.

Con posterioridad, se ha aprobado el Real Decreto 1578/20087, de 26 de

septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica


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mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha

límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/20078, de 25 de

mayo, para dicha tecnología. Mediante este Real Decreto se pretende alcanzar

en 2020 una cuota del 20% en consumo energético mediante energías

renovables.

El objetivo de estos incentivos, ampliados en el Plan de Energías Renovables

2005-20109 (aprobado en Consejo de Ministros de 26 de agosto de 2005), es

que las energías renovables alcancen en el Estado una producción equivalente al

12,1 % de la demanda energética global en el año 2010, alcanzando el 33 % si

añadimos las tecnologías de alta eficiencia energética. España se ha

comprometido a producir el 20% de la energía consumida a partir de fuentes de

energía renovable. Para cumplir con este compromiso, el Plan de Energías

Renovables 2011-202010 fijará objetivos vinculantes y obligatorios mínimos en

relación con la cuota de energía procedente de fuentes renovables en el

consumo total de energía. Además, se espera que incluya los objetivos

individuales por tecnología (hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, solar térmica,

etc.), así como las medidas adecuadas que deberán adoptarse para alcanzar

estos objetivos. Ahora mismo, se encuentra en fase de elaboración. La

normativa del Plan de Energía Renovables estará desarrollada en la Ley de

Eficiencia Energética y Energías Renovables.

La Directiva 209/28/CE11 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de

abril de 2009, establece un marco común para el fomento de la energía

procedente de fuentes renovables. Fija objetivos nacionales obligatorios en

relación a la cuota de energía procedente de fuentes renovables. Establece

normas relativas a la transferencia estadísticas entre Estados miembros,

proyectos conjuntos entre Estados miembros y terceros, garantías de origen,

procedimientos administrativos, información, formación y acceso a la red

eléctrica para la energía procedente de fuentes renovables. De igual forma

define criterios de sostenibilidad para los biocarburantes y biolíquidos.

El Real Decreto–Ley 6/200912, de 30 de abril, por el que se adoptan

determinadas medidas relativas al sector eléctrico, para la financiación del déficit

de tarifa, la bonificación en las facturas domésticas, modificación de

disposiciones de la Ley 54/1997 y establecimiento de mecanismos de registro de

pre-asignación de retribución para las instalaciones del régimen especial. Se


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trata también, la financiación del extracoste de generación en el régimen insular

y extrapeninsular, entre otras medidas.

La Política Energética de Canarias se encuentra recogida en el Plan Estratégico

de Canarias 2006 (PECAN 2006)13. Este plan recoge los mismos objetivos

que los del espacio europeo pero con las singularidades del sector energético en

Canarias. La política energética debe tener como objetivo fundamental

garantizar un abastecimiento seguro y regular de energía al conjunto de los

ciudadanos y a las diversas actividades productivas con las mejores condiciones

y a unos precios lo más competitivos posibles. Esto exige, de acuerdo con la

ineludible protección del medio ambiente una serie de criterios complementarios

recogidos en el Plan. El objetivo básico del PECAN para el año 2015 consiste

en alcanzar un 30% de la generación eléctrica mediante fuentes de energía

renovables.


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1.2. Objetivo del trabajo

Ante los previsibles problemas que la nueva reglamentación sobre las energías

del régimen especial pueda suponer al sector en Canarias, el presente trabajo

tiene por objeto el análisis de los costes de la energía en los sistemas

energéticos extrapeninsulares y continentales, además de las posibles

fórmulas que, dentro del marco competencial de la Administración Canaria y,

principalmente, del Gobierno Central, permita soslayar o, al menos minimizar,

los efectos del mismo sobre el sector en Canarias.

Para este análisis se tendrá en cuenta la normativa vigente en materia de

energía eléctrica en régimen general y especial, a nivel estatal y comunitario,

junto con la regulación de emisiones de gases contaminantes.

A tal fin se propone la elaboración de un informe dirigido a las Consejerías del

Gobierno de Canarias implicadas (Industria, Medioambiente y Economía y

Hacienda) así como a todos los agentes involucrados tal y como se indica en

el esquema siguiente:

INFORME GLOBAL

CONSEJERÍA DE

INDUSTRIA

CONSEJERÍA DE

MEDIOAMBIENTE

PARTIDOS POLÍTICOS

MEDIOS COMUNICACIÓN

CONSEJERÍA DE

ECONOMÍA Y HACIENDA

C.E.O.E.

INFORME GLOBAL

CONSEJERÍA DE

INDUSTRIA

CONSEJERÍA DE

MEDIOAMBIENTE

PARTIDOS POLÍTICOS

MEDIOS COMUNICACIÓN

CONSEJERÍA DE

ECONOMÍA Y HACIENDA

C.E.O.E.


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2. DIAGNÓSTICO

2.1. El Cambio climático

El estudio del clima es un campo de investigación complejo y en rápida

evolución, debido a la gran cantidad de factores que intervienen. El clima de la

Tierra nunca ha sido estático. Como consecuencia de alteraciones en el balance

energético, está sometido a variaciones en todas las escalas temporales, desde

decenios a miles y millones de años. Entre las variaciones climáticas más

destacables que se han producido a lo largo de la historia de la Tierra, figura el

ciclo de unos 100.000 años, de períodos glaciares, seguido de períodos

interglaciares.

Se llama cambio climático a la variación global del clima de la Tierra. Es debido a

causas naturales y también a la acción del hombre y se producen a muy diversas

escalas de tiempo y sobre todos los parámetros climáticos: temperatura,

precipitaciones, nubosidad, etc.

En la actualidad existe un consenso científico generalizado en torno a la idea de

que nuestro modo de producción y consumo energético está generando una

alteración climática global, que provocará, a su vez, serios impactos tanto sobre

la tierra como sobre los sistemas socioeconómicos.

La adaptación al cambio climático, es decir, la adopción de medidas para

incrementar la resistencia y reducir los costes a un mínimo, posee una

importancia crucial. Aunque ya no será posible evitar el cambio climático que se

va a producir en las próximas dos o tres décadas, sigue siendo posible proteger

en cierto grado nuestras sociedades y nuestras economías contra sus

consecuencias, proporcionando, por ejemplo, mejor información y planificación y

creando una infraestructura y cultivos con mayor resistencia a las condiciones

climáticas. Solamente en los países en desarrollo, esta adaptación tendrá un

coste de miles de millones de dólares al año, incrementando así la presión sobre

recursos ya escasos. Deberían acelerarse los esfuerzos de adaptación,

particularmente en los países en desarrollo. España, por su situación geográfica

y características socioeconómicas, es muy vulnerable al cambio climático.


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En consecuencia, aunque existen incertidumbres que no permiten cuantificar con

la suficiente precisión los cambios del clima previstos, la información validada

hasta ahora es suficiente para tomar medidas de forma inmediata, de acuerdo al

denominado "principio de precaución" al que hace referencia el Artículo 3 de la

Convención Marco sobre Cambio Climático. La inercia, los retrasos y la

irreversibilidad del sistema climático son factores muy importantes a tener en

cuenta y, cuanto más se tarde en tomar esas medidas, los efectos del

incremento de las concentraciones de los gases de efecto invernadero serán

menos reversibles.

La importancia del cambio climático, pues, nunca ha sido mayor. En este

sentido, el aprovechamiento de las energías renovables para la producción de

energía puede ser una opción ventajosa a la hora de afrontar los sobrecostes

derivados de la producción energética convencional.

Según el informe Stern Review on the economics of climate change El coste de

las medidas necesarias no se halla equitativamente distribuido entre los distintos

sectores o partes del mundo. Aun en el caso en que los países ricos asuman

responsabilidad por una reducción global de las emisiones de entre el 60-80%

para el 2050, será también necesario que los países en desarrollo adopten

medidas significativas, aunque sin exigírseles que cubran por sí solos el coste

total de dichas medidas, cosa que no tendrán que hacer. Los mercados del

carbono en los países ricos han comenzado ya a proporcionar fondos para un

desarrollo bajo en carbono, con inclusión, entre otras cosas, del Mecanismo para

un desarrollo limpio (MDL).

Las acciones contra el cambio climático generarán también grandes

oportunidades comerciales, con la creación de tecnologías energéticas bajas en

carbono y de mercancías y servicios igualmente bajos en carbono. Estos

mercados podrían alcanzar un valor anual considerable y constituir una

importante fuente de empleo.

La posibilidad de combinar la lucha contra el cambio climático con el crecimiento

y el desarrollo, es viable. Los cambios introducidos en las tecnologías energéticas

y en la estructura de las economías han creado oportunidades.


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2.2 Seguridad en el suministro de energía

Las reservas de petróleo están distribuidas por el mundo de forma desigual, y las

mayores reservas están situadas en regiones política o económicamente

inseguras (Oriente Medio o Rusia). Los yacimientos europeos del Mar del Norte

están ya siendo explotados más allá de su pico máximo de producción, dejando

a Europa dependiente de esas otras regiones para su suministro energético

futuro. De acuerdo con los documentos de la UE, si no se toma ninguna medida,

la dependencia energética del continente ascenderá del 50% en el año 2000 al

70% en el 2030 y en esa fecha en concreto el 90% del consumo de petróleo de

la UE será cubierto por importaciones.

La inversión en fuentes renovables de energía puede ser un instrumento para

alcanzar dos objetivos:

a) El control de las emisiones de gases contaminantes.

b) Aumentar la seguridad energética de los países.

Las diversas fuentes renovables de energía presentan distintos grados de

madurez tecnológica, diferencias en costes y en riesgo. Por lo tanto, las medidas

que se adopten para estimular su uso no generan el mismo resultado para todas

las fuentes, a parte de otros factores como son los costes de producción e

instalación, otros relativos a la existencia de subvenciones a los combustibles

fósiles, barreras de entrada en el sector o referentes al grado de eficiencia de las

medidas de apoyo público.

En la Orden ITC/1673/200714, de 6 de junio se establecen las condiciones de

aplicación del programa de aportación de potencia al sistema eléctrico de

determinados productores y consumidores que contribuyan a garantizar la

seguridad del suministro eléctrico. Este programa constituye un mecanismo de

gestión de la demanda que se integra en el marco establecido en la Ley 57/1997

La importancia de contar con una seguridad en el suministro de energía se tiene

que medir desde distintas perspectivas que salen de la mera cuestión técnica de

evitar accidentes y ser capaces de abastecer la demanda de forma eficiente.

Desde el punto de vista económico la seguridad energética incide sobre la

provisión de energía en cantidades y precios compatibles con el crecimiento

económico y la preservación del bienestar social.


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2.3 Emisiones de Gases de Efecto Invernadero


octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la

que se modifica la Directiva 96/61/CE, constituye, dentro del Programa Europeo

de Cambio Climático, la iniciativa más relevante de la Unión Europea (UE) para

lograr que la Comunidad y sus Estados miembros puedan cumplir el compromiso

de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, que asumieron al

ratificar el Protocolo de Kyoto en la Convención Marco de Naciones Unidas sobre

el Cambio Climático, el 30 de mayo de 2002.

El régimen que implanta la directiva se inspira en uno de los instrumentos de

mercado previstos en el Protocolo de Kyoto, el comercio de emisiones, que,

junto a los basados en proyectos de inversión en tecnología limpia en países

terceros (desarrollo limpio y aplicación conjunta), constituyen los llamados

mecanismos de flexibilidad del Protocolo de Kyoto.

La Directiva 2003/87/CE señala entre sus principales objetivos los de:

a) Ayudar a cumplir con las obligaciones derivadas de la Convención y el

Protocolo de Kyoto.

b) Ser un mecanismo complementario del esfuerzo de reducción de

emisiones de gases de efecto invernadero que debe realizarse mediante

medidas y políticas internas.

c) Disminuir los costes de reducción de las emisiones, pues el comercio

permitirá que, en la UE, las emisiones se reduzcan allí donde menor coste

económico conlleve dicha reducción.

d) Garantizar el buen funcionamiento del mercado interior para evitar las

distorsiones de la competencia que podría generar el establecimiento de

regímenes nacionales distintos.

e) Adquirir experiencia en el funcionamiento del comercio de emisiones

antes del año 2008 en que empezará a funcionar el comercio de

emisiones internacional previsto en el artículo 17 del Protocolo de Kyoto16.


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La Ley 1/200517, de 9 de marzo, regula el régimen del comercio de derechos

de emisión

de gases de efecto invernadero. Recoge la necesidad tener en cuenta los

siguientes requerimientos:

1.º Es necesario cumplir el calendario de aplicación previsto en la directiva que

exige, entre otras cuestiones, que todas las instalaciones sometidas a su ámbito

de aplicación cuenten con una autorización de emisión de gases de efecto

invernadero el 1 de enero de 2005, y que el Registro nacional de derechos de

emisión esté operativo el 1 de octubre de 2004.

2.º Las empresas necesitan conocer con tiempo suficiente las obligaciones a las

que quedarán sujetas y las inversiones necesarias para hacerles frente. En

consecuencia, dado que el sistema debe estar en vigor el 1 de enero de 2005 y

que el plazo necesario para que la Administración competente resuelva sobre la

solicitud de autorización es de tres meses, resulta imprescindible que los

titulares de las instalaciones afectadas conozcan el régimen aplicable y

presenten su solicitud de autorización y de asignación de derechos, a más

tardar, el 30 de septiembre de 2004.

3.º El mercado de derechos de emisión se configura como un mercado

internacional, por lo que su implantación se debe acompasar a la del resto de los

países de la UE, con el fin de garantizar que nuestros agentes económicos

participen en aquél en condiciones de igualdad.

4.º La inmediata aprobación del Plan Nacional de asignación de derechos de

emisión resulta imprescindible para evitar que se produzcan situaciones que

pudieran resultar contrarias al Derecho comunitario de la competencia, en

particular, en el ámbito de las ayudas de Estado y que podrían conducir a la

devolución por las empresas de los beneficios indebidamente percibidos, previos

los oportunos procedimientos de investigación o, en su caso, de infracción.

El Plan Nacional de Asignaciones de Derechos de Emisión 2005-2007

(Real Decreto 1899/44, de 6 de septiembre)18 donde se fijan los esfuerzos a

realizar por los distintos sectores económicos en España para cumplir con la

limitación de Protocolo de Kyoto especificados para cada país.


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Los Mercados de Derechos de Emisión de CO2

En un mercado de derechos de emisión de un contaminante cualquiera, el objeto

de transacción es un derecho a emitir una cantidad del contaminante concreto

(1tonelado de CO2, por ejemplo) y los oferentes y demandantes son en general,

pero no única y exclusivamente, las empresas emisoras. La cantidad global por

emitir es fijada por el Gobierno, que también controla que al final del período

establecido las empresas no emitan más toneladas de CO2 que las que les

permite la cantidad de derechos que poseen. Para que exista mercado es

necesario que el máximo de emisiones establecido sea menor que las emisiones

actuales. El derecho a emitir se convierte en un activo importante para la

empresa, pues lo necesita para poder producir.

La ventaja que tiene a la hora de conseguir reducir las emisiones es que deja

que sean las empresas, en función de sus costes individuales, las que decidan si

les resulta más conveniente reducir sus emisiones incluso más allá de los que la

reducción general supondría y así disponer de derechos para vender, o bien

comprar derechos a otras empresas, dado que sus costes de producción son algo

más altos. Esta posición se manifiesta en las demandas u ofertas de los derechos

existentes en el mercado.

La Unión Europea decidió crear un mercado de derechos de emisión de CO2

como una de las herramientas para cumplir el compromiso, para el conjunto

comunitario, de reducir sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero en un 8%

en relación con las emisiones de 1990.


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Los datos publicados en el Informe de Coyuntura del Ministerio de

Medioambiente la evolución del precio de las emisiones del CO2 durante el último

año ha sido decreciente, esto se debe a los excesos de oferta de derechos que se

ha generado como consecuencia de la crisis económica. Las expectativas de los

expertos son que el precio de los derechos se sitúe en torno a los 20

euros/tonelada en un futuro.

En el Protocolo de Kyoto contiene un compromiso de los llamados

“mecanismos de flexibilidad”, que no son más que previsiones para poder aplicar

mecanismos de mercado a nivel internacional y, en especial, la creación de un

mercado internacional de derechos de emisión. La ausencia de una autoridad

mundial que pueda ponerlo en marcha hace que aún no exista plenamente, pero

poco a poco las Naciones Unidas han logrado consensos importantes en su futuro

desarrollo y aplicación.

La relación entre emisiones y consumo energético es estrecha. La reducción de

emisiones implica pasa por hacer un mejor uso de la energía o cambiar los

actuales roles del sector energético.

El Gobierno de Canarias a través de la Agencia Canaria de Desarrollo Sostenible

y de Lucha contra el Cambio Climático, participa en la reducción de emisiones de

GEI. Se elabora una Estrategia Canaria de Lucha contra el Cambo Climático

Fuente: Colección Estudios Económicos La Caixa. El cambio climático: Análisis y Política Económica.


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centrada en el Plan de Mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero

en Canarias 2008-2015. Se establecen como objetivos de emisiones de GEI

para el año 2010 de 13.080Gg (o miles de Tn) de CO2 Eq y para el 2015 el

objetivo se es de 11.680 Gd (o miles de Tn).

Fuente: Gobierno de Canarias


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2.4 El Marco Regulatorio.

2.4.1 Unión Europea

La apertura a la competencia propuesta en la Directiva Comunitaria

96/92/CE19, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad,

estableció como objetivo la garantía del suministro respetando el medio

ambiente.

En noviembre de 1997, La Comisión Europea adoptó la Comunicación sobre

“Energía para el futuro: fuentes de energía renovables - Libro Blanco

para una estrategia y un plan de acción comunitarios”, en el que se

propuso doblar la cuota de participación de las fuentes de energías renovables

en el consumo interior bruto de energía de la Unión Europea, marcando un

objetivo indicativo del 12% para el año 2010, objetivo que fue transpuesto a

nivel nacional en España y recogido en la Ley 54/1997.

En el marco del Protocolo de Kyoto, adoptado en 1997, la Comunidad Europea

se comprometió a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un

8% entre 2008 y 2012 respecto de los niveles de 1990. Este acuerdo

comunitario obliga a España a no incrementar sus emisiones de gases de efecto

invernadero por encima del 15% en los valores medios de los años 2008-2012

sobre los niveles de 1990.

Asimismo, la Comisión Europea, a través de su Libro Verde de noviembre de

2000, “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento

energético”, plantea las debilidades estructurales a las que se enfrenta Europa

en los próximos años, apostando por objetivos de seguridad en el suministro,

objetivos medioambientales, económicos y sociales. Propone el fomento de las

energías renovables y de la cogeneración como energías necesarias para lograr

el doble objetivo de reducir la dependencia energética y de limitar la emisión de

gases de efecto invernadero. Asimismo, se estima que el uso de la cogeneración

en el año 2010 podría triplicarse.

La Directiva 2001/77/CE20, de 27 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, fija la cuota del 22,1% de electricidad

generada a partir de fuentes de energía renovables sobre el consumo de

electricidad de la Unión Europea en el año 2010 y, a su vez, establece que los


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Estados Miembros deberán crear mecanismos para garantizar el origen de la

electricidad generada a partir de dichas fuentes, antes del 27 de octubre de

2003. Este objetivo del 22,1% a nivel comunitario se traduce en el caso de

España en un 29,4%.

En junio de 2003, se publica la Directiva Europea 2003/54/CE relativa al

mercado eléctrico interno, cuyo artículo tercero se refiere a la obligatoriedad de

aportación de información por parte de los suministradores de electricidad acerca

del origen y el impacto ambiental de su producto.


octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la

que se modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo, establece un régimen de

comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero con vistas a

reducir dichas emisiones en la Comunidad de forma económicamente eficiente.

Con ayuda de este régimen, la Comunidad y los Estados miembros pretenden

respetar los compromisos de reducción de las emisiones de gases de efecto

invernadero contraídos en el marco del Protocolo de Kyoto. Las instalaciones que

realizan actividades en los sectores de energía, producción y transformación de

metales férreos, industrias minerales, fabricación de pasta de papel, papel y

cartón están sujetas obligatoriamente a este sistema de comercio de derechos.


febrero de 2004, relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la

demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se

modifica la Directiva 92/42/CEE23, tiene como objetivo establecer un marco

común transparente para fomentar y facilitar la instalación de centrales de

cogeneración en los lugares donde existe o se prevé una demanda de calor útil.

La Directiva obliga a los Estados miembros a garantizar que el origen de la

electricidad producida a partir de la cogeneración de alta eficiencia pueda

identificarse según criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios

establecidos por cada Estado miembro.

En la Comunicación de mayo de 2004 sobre la cuota de las energías renovables

en la UE, se manifiesta que la mayoría de los Estados Miembros no van a poder

alcanzar sus objetivos nacionales. Se estima que, si la tendencia actual se


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mantiene, la UE-15 alcanzaría una cuota del 18-19% de energías renovables en

el consumo total eléctrico, en lugar del objetivo del 22% en el año 2010 previsto

por la Directiva. Sin embargo, el análisis muestra que hay cuatro Estados

Miembros que están en vías de lograr sus objetivos nacionales: Alemania,

Dinamarca, España y Finlandia.

La Comunicación de la Comisión sobre el apoyo de la electricidad generada a

partir de fuentes de energía renovables, evalúa la aplicación de la Directiva

2001/77/CE24 en los distintos Estados Miembros, concluyendo que no considera

adecuado presentar un sistema europeo armonizado en esta etapa. Sí considera

adecuado un enfoque coordinado para los sistemas de apoyo basado en la

cooperación entre países y la optimización del impacto de los sistemas

nacionales. Se determina que los sistemas más eficaces en el caso de la energía

eólica son actualmente los sistemas de tarifas reguladas de Alemania, España y

Dinamarca.

El 10 de enero de 2007, la cumbre de la Comisión Europea presentó una

Propuesta de Guía a largo plazo de la energía renovable25, proponiendo

alcanzar de aquí a 2020 un objetivo general vinculante del 20% de energías

renovables sobre el consumo de energía primaria y un objetivo mínimo

vinculante del 10% para los biocarburantes empleados en el sector del

transporte en la UE.

En esa misma fecha, 10 de enero, se aprobó la Comunicación de la Comisión al

Consejo y al Parlamento Europeo, acerca de la Acción de seguimiento del Libro

Verde – Informe sobre el progreso de la electricidad renovable. Es esta

Comunicación se clasifica a los Estados Miembros en cuanto a la penetración de

energías renovables en el mercado y las políticas aplicadas en este sentido.

España se encuentra situada entre los 9 países que están teniendo una “buena

actuación”. Textualmente, la Comunicación dice de España: “Fuerte aumento de

la penetración de la electricidad basada en fuentes de energía renovables debido

principalmente al crecimiento de la energía eólica. España es el segundo

productor mundial de energía eólica y pone en práctica un acertado

planteamiento de incorporación a la red de elevados niveles de capacidad eólica

intermitente. Sin embargo, el fuerte aumento del consumo de electricidad

eclipsa el impresionante nivel de despliegue de las fuentes de energía

renovables”.


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El 9 de marzo de 2007 el Consejo Europeo de Primavera, con el apoyo del

Parlamento Europeo y de los Estados Miembros, acordó establecer un objetivo

vinculante para que el 20% de su consumo energético de 2020 proceda de

fuentes renovables, teniendo en cuenta la situación específica de cada Estado

Miembro. También adoptó el compromiso de reducir al menos un 20% sus

emisiones de gases de efecto invernadero en 2020 respecto a las de 1990, lograr

un ahorro energético en ese año del 20% y que los biocombustibles alcancen el

10% en el conjunto de los combustibles (gasóleo y gasolina) de transporte

consumidos en la UE.

El 23 de enero de 2008, la Comisión Europea (CE) dio a conocer su propuesta

"Paquete de Energía Renovable y Cambio Climático"26, un conjunto de

medidas orientadas a colaborar en la lucha contra el cambio climático, así como

a la reducción de la dependencia energética de la Unión Europea (UE). El plan

propuesto por la Comisión es parte de la "Política Energética para Europa",

acordada en marzo de 2007 por los jefes de Estado europeos. Dicho plan

comprende las siguientes medidas:

1.- Objetivo vinculante de alcanzar que el 20% del consumo de energía

final europeo, sea producido en 2020 con energías renovables.

2.-Objetivo vinculante para cada Estado Miembro de alcanzar que el

consumo de biocombustibles represente un 10% el consumo de gasolina

y diesel en el transporte.

3- Reducción de emisiones de efecto invernadero al menos en un 20%

con respecto a 1990. Se incluye unas propuestas de Directivas en las que

se establecen los objetivos que se derivan de estas medidas para cada

Estado Miembro. En concreto en el caso de España, se propone un

porcentaje de renovables del 20% y una reducción de emisiones de los

sectores no incluidos en el Sistema de Comercio de Emisiones, de un 10%

con respecto a 2005.

El documento de la Comisión Europea sobre “El apoyo a la electricidad

generada con fuentes de energía renovable” del 30 de enero de 2008,

presenta los resultados actualizados del funcionamiento de los diferentes


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sistemas de apoyo a las energías renovables utilizados en cada Estado Miembro.

Concluye como en 2005, que los sistemas de tarifa regulada (feed in tariff

Systems) son en general los más eficientes y efectivos para la promoción de las

energías renovables.

La Directiva 2009/28/CE27 del Parlamento Europeo y del Consejo, destaca los

siguientes puntos:

1.- Introducción por primera vez de un objetivo obligatorio global de una cuota

de energías renovables mediante un 20% en 2020 respecto al consumo de

energía bruta e inclusión, también por primera vez, del calor y la refrigeración a

partir de energías redobles para cumplir el objetivo.

2.- Objetivo global (e igual para cada Estado miembro) del 10% de renovables

para el sector del transporte en 2020.

3.- Establecimiento de objetivos nacionales obligatorios, diferentes para cada

Estado miembro (20% en el caso de España) que servirán para alcanzar la meta

global.

Fuente: Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA)

4.- Se mantienen los sistemas de apoyo nacionales a las energías renovables,

descartándose la introducción de un sistema de comercio de certificados verdes

a nivel europeo.


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5.- Se establecer mecanismos que dan más flexibilidad al cumplimiento de los

objetivos mediante la cooperación entre Estados.

6.- Los Estados deben presentar a la Comisión Europea planes de acción

nacionales en los que fijen los objetivos para el 2020, así como las medidas

previstas para alcanzar los objetivos vinculantes.


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2.4.2 España

El régimen especial viene siendo regulado en España desde 1980, año en el que

se promulgó la Ley 82/1980 de Conservación de la Energía28. Esta Ley fue

motivada por la necesidad de hacer frente a la segunda crisis del petróleo y, en

ella, se establecían los objetivos de mejorar la eficiencia energética de la

industria y de reducir la dependencia de las importaciones. Dentro de este

contexto, la Ley 40/94 (LOSEN)29 dejó consolidado el concepto de régimen

especial como tal.

Basándose en los principios establecidos en la LOSEN, se publica el Real Decreto

2366/1994, de 9 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por

instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o

fuentes de energía renovables. Se incluye en el régimen especial de producción

de energía eléctrica aquellas instalaciones de potencia menor o igual a 100 MVA,

incluidas en alguno de los cinco grupos siguientes: instalaciones renovables, de

residuos, de biomasa, plantas de cogeneración, plantas que utilizan calor

residual y centrales hidráulicas. Estas instalaciones pueden ceder su energía

excedentaria a la empresa distribuidora más cercana que tiene la obligación de

adquirirla siempre que sea técnicamente viable. El precio de venta de esta

energía se fija en función de las tarifas eléctricas, dependiendo de la potencia

instalada y del tipo de instalación, constando de un término de potencia y de un

término de energía además de los complementos correspondientes.

Con la publicación de la Ley 54/97, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se

diferencia los productores de energía eléctrica en régimen ordinario que

desarrollan su actividad en el mercado de producción, de los productores

acogidos al régimen especial, que deben tener una potencia instalada menor o

igual a 50 MW. Además se incluyen en el régimen especial las instalaciones de

tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de

servicios con una potencia instalada menor o igual a 25 MW. Se establece para

las instalaciones en régimen especial la posibilidad de incorporar su energía

excedentaria al sistema (tal y como se regulaba en el RD2366/94)30, o participar

directamente en el mercado de producción. En el primer caso, las instalaciones

perciben el precio medio final que pagan los adquirentes en el mercado

organizado más una prima. En el segundo caso, perciben aparte de la prima, el

precio marginal horario más la remuneración por garantía de potencia y servicios

complementarios que les pueda corresponder. Asimismo, se les imputa, en su


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caso, el coste de los desvíos entre su energía casada en el mercado y su

producción real. Se establece un periodo transitorio para que las instalaciones

que estaban acogidas al Real Decreto 2366/199431, mantengan su régimen

mientras existan los CTC. Se establece que las energías renovables deben

alcanzar el 12% de la demanda energética en España en el año 2010.

El Real Decreto 2818/199832 sobre producción de energía eléctrica por

instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos

y cogeneración, establece la regulación concreta de la retribución de la energía

vertida en régimen especial ajustándose a lo indicado en la Ley 54/97. Dicho

Real Decreto establece que las primas deberán ser actualizadas anualmente en

función de una serie de parámetros y revisadas cada cuatro años.

El Plan de Fomento de Energías Renovables (PFER)33 aprobado por el

Gobierno el 30 de diciembre de 1999, establece los objetivos de crecimiento

necesarios en cada una de las tecnologías consideradas como renovables, para

conseguir que la producción con estas energías represente el 12% del consumo

español de energía primaria en el año 2010.

Dada la nula participación de las instalaciones de régimen especial en el mercado

bajo la aplicación del Real Decreto 2818/9834, el Real Decreto-Ley 6/2000, de 23

junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de

Bienes y Servicios, estableció la obligación para las instalaciones del RD 2366/94

con una potencia superior a 50 MW, de participar en el mercado de producción.

Al mismo tiempo, fijó el objetivo de incentivar la participación en el mercado del

resto de instalaciones de régimen especial. También se estableció la posibilidad

de que estas instalaciones pudieran realizar contratos de venta de energía con

comercializadores. Se estableció la cantidad de 0,009015 €/kWh (1,5

pesetas/kWh) en concepto de garantía de potencia para aquellas instalaciones de

régimen especial que participaran en el mercado.

El Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, simplificó las condiciones

para la conexión de estas instalaciones a la red. Para el resto de instalaciones de

régimen especial, sigue vigente la Orden del Ministerio de Industria y Energía de

5 de septiembre de 1985.


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El Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las

instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su

incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas

obligaciones de información de sus previsiones de producción, y adquisición por

los comercializadores de su energía eléctrica producida, desarrolla en RD-Ley

6/2000, estableciendo la obligatoriedad de participación en el mercado para las

instalaciones de potencia superior a 50 MW que quedan incluidas en el régimen

ordinario y se fija un procedimiento de acceso al mismo, tanto para aquellas

obligadas a participar como para las que desean acceder de manera voluntaria.

Se establece un incentivo transitorio para las instalaciones de cogeneración que

participan en el mercado, en función de su potencia y valor de la tarifa general

del gas natural. Se permite la opción de contratación entre generadores en

régimen especial y comercializadores, percibiendo la prima correspondiente por

la energía vendida. Por último, se establece una prima específica para las

instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria para la generación

eléctrica energía solar térmica de 12 cent€/kWh.

En el Documento de Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas:

Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011, aprobado por Acuerdo del

Consejo de Ministros de 13 de septiembre de 2002, Se integran los objetivos de

producción del PFER y se incorpora un nuevo objetivo para la cogeneración,

apreciándose un incremento de la participación de algunas de las energías

renovables en España en el período 2002-2011.

La Tarifa Media o de Referencia se define en el Real Decreto 1432/2002, de 27

de diciembre, por el que se establece la metodología para la aprobación o

modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia (TMR) y se modifican

algunos artículos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se

organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte,

distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y

de costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

Con el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la

metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y

económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial, se establece un nuevo marco regulatorio para el régimen especial. El

titular de la instalación puede optar por vender su producción o excedentes de


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energía eléctrica al distribuidor, percibiendo por ello una retribución en forma de

tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, que se define

como un porcentaje de la Tarifa Eléctrica Media o de Referencia (TMR) de cada

año, o bien por vender dicha producción o excedentes directamente en el

mercado diario, 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 TMR. La revisión de las tarifas, primas, e incentivos se realizará cada 4 años a

partir de 2006, y sólo afectará a las nuevas instalaciones. Se derogan el Real

Decreto 841/2002, de 2 de agosto, y el Real Decreto 2818/98, de 23 de

diciembre y se establece un período transitorio para las instalaciones acogidas al

RD2366/94 (DT1ª RD436/04) y al RD2818/98 (DT2ª RD436/04), que tienen la

opción de mantenerse en el antiguo régimen económico que les corresponde. Por

otra parte se obliga a ciertas instalaciones, a comunicar su programa de

producción a la distribuidora correspondiente, pudiendo ser penalizadas cuando

su desvío resulta mayor de un margen determinado, a partir del 1 de enero de

2005.

El Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el

procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas

reglamentarias del mercado eléctrico, modifica las primas del anexo VI del Real

Decreto 436/2004 correspondientes a los grupos a.1 y a.2 cuando utilicen como

combustible fuel oil y la del grupo d.1. Asimismo se modifican algunas fórmulas

de actualización de la Disposición Transitoria 2ª del Real Decreto 436/2004.

También es ampliado el plazo para el comienzo de la obligación de suministrar

programa a la distribuidora correspondiente, para ciertas instalaciones, hasta el

1 de enero de 2006. Se permite a las instalaciones de energía solar que puedan

utilizar un combustible de apoyo en un porcentaje no superior al 12 %-15% de

la producción total de electricidad, dependiendo de la opción de venta elegida.

El 26 de agosto de 2005 fue aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros el

Plan de Energías Renovables para el período 2005-2010. Las previsiones de

la nueva normativa estiman en un 12,1% el consumo de energía primaria que

será abastecido en el año 2010 por las energías renovables. La nueva

planificación sustituye al Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-

2010, cuyos resultados han sido insuficientes, pues, a pesar de que en el período


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1999-2004 el consumo global de energías renovables ha crecido en España en

2.700.000 toneladas equivalentes de petróleo (tep), a finales del año pasado

sólo se había cumplido el 28,4 % del incremento global previsto para la

presencia de estas fuentes en el sistema energético español.

La Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas para el impulso a la

productividad, modifica normativa de diversos sectores, entre ellos, el sector

energético. En lo relativo al régimen especial, establece que el Gobierno podrá

autorizar primas superiores a las previstas para las instalaciones que utilicen

como energía primaria, energía solar o biomasa (no entendiendo como biomasa

los residuos sólidos urbanos ni los peligrosos). Asimismo, se podrá determinar

una prima que complemente el régimen retributivo de las instalaciones de

producción de origen térmico del régimen ordinario cuando, además de utilizar el

combustible para el que fueron autorizados, utilicen también biomasa como

combustible secundario (co-combustión).

El Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican

determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, modifica el Real Decreto

436/2004, de 12 de marzo, con el objeto de racionalizar el incentivo de las

cogeneraciones de más de 50 MW y para detallar aspectos del Real Decreto que

faciliten la elaboración de la facturación de la energía adquirida y su admisión en

el sistema de liquidaciones de actividades y costes regulados. Modifica el artículo

28 del mismo Real Decreto, indicando que las instalaciones del régimen especial

con potencia superior a 10 MW a las que se refiere el apartado 7 deberán estar

asociadas a un centro de control, que actuará como interlocutor del operador del

sistema. Se modifica la tarifa de aquellas instalaciones de cogeneración que

utilizan como combustible derivados del petróleo acogidas a la DT1ª y DT2ª del

Real Decreto 436/2004 (Real Decreto 2366/94 y al Real Decreto 2818/94).

Además, modifica el Real Decreto 2019/1997, estableciendo que los

distribuidores de energía eléctrica deberán presentar ofertas económicas de

venta de energía específicas por la parte de energía que estén obligados a

adquirir al régimen especial no cubierta mediante sistemas de contratación

bilateral con entrega física. También, se modifica la Orden de 17 de diciembre de

1998, que permite el cobro de garantía de potencia a la producción vinculada a

un contrato bilateral, siempre que se acredite la disponibilidad.


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El documento de Planificación de los Sectores de Electricidad y gas 2002-

2011. Revisión 2005-2011, aprobado por el Consejo de Ministros el 31 de marzo

de 2006, ha establecido unos objetivos nacionales de potencia instalada para las

instalaciones de cogeneración y para las que utilizan las energías renovables,

basados en el Plan de Energías Renovables 2005 – 2010 (PER). Cabe destacar el

fuerte aumento del objetivo de la energía eólica y energía solar, así como una

reducción en el objetivo de potencia instalada de biomasa.

El Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código

Técnico de la Edificación, obliga a la incorporación de instalaciones solares

térmicas en todas las edificaciones donde haya consumo de agua caliente

sanitaria, y a la incorporación de paneles solares fotovoltaicos en ciertas

edificaciones del sector terciario. Estas medidas afectarán a los nuevos edificios

y a aquellos que se rehabiliten en España.

En el Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan

medidas urgentes en el sector energético, se elimina la necesidad de

autoconsumo eléctrico de las plantas que utilizan la cogeneración, primando no

sólo los excedentes eléctricos, sino toda la electricidad cogenerada, en sintonía

con la Directiva 2004/8/CE, relativa al fomento de la cogeneración. Se establece

la posibilidad de que todas estas plantas (no sólo las menores de 10MW) sean

retribuidas con el complemento de una prima por encima del precio del mercado

durante 10 años desde su puesta en marcha. Se elimina la banda de retribución

de las instalaciones de generación que utilizan las energías renovables, entre el

80 y el 90 por 100 de la tarifa eléctrica media. Se desvincula la variación de las

primas del régimen especial de la tarifa eléctrica media o de referencia. Se

mantiene el régimen del Real Decreto 2366/1994, en tanto no se realice la

revisión del régimen especial.

Finalmente, se ha de señalar que todas estas modificaciones tendrán efecto una

vez se apruebe el desarrollo de lo establecido en el citado Real Decreto Ley, que

se prevé se realice en el plazo de 6 meses desde la publicación de éste. Se

deroga el artículo 8 del Real Decreto 1432/02, donde se establecían los límites

de crecimiento de la tarifa eléctrica media o de referencia.


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El Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la

tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de 2007, introduce las siguientes

modificaciones:

● Ampliación del plazo de aplicación de la Disposición Transitoria Segunda

del Real Decreto 436/2004.

● Se establece un incentivo para las instalaciones del grupo a.1.1 de más

de 10 MW y no más de 25 MW definidas en el Real Decreto 436/2004.

● Se amplía plazo para adscripción a centros de control de instalaciones

de potencia superior a 10 MW del artículo 28 apartado 7 Real Decreto

436/2004 hasta junio de 2007.

● Se faculta al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para desarrollar

los sistemas de garantía de origen de la electricidad generada a partir de

fuentes de energía renovables y de garantía de origen de la electricidad

de cogeneración de alta eficiencia, derivados de las Directivas

2001/77/CE y 2004/8/CE.

● El gestor de la red de transporte atendiendo a criterios de seguridad de

suministro, podrá establecer límites por zonas territoriales a la capacidad

de conexión de las instalaciones de transporte y distribución de las

instalaciones de producción de energía eléctrica

El 12 de mayo de 2007 fue publicado en el BOE el Real Decreto 616/2007, de

11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración. Mediante este Real Decreto se

incorpora al derecho español el contenido de la Directiva 2004/8/CE (fomento de

la cogeneración) y se desarrolla el artículo 6 de la Ley 24/2005 en lo relativo a la

información al consumidor sobre el origen de la electricidad consumida y su

impacto sobre el medio ambiente.

El 26 de mayo de 2007 ha sido aprobado el Real Decreto 661/2007, por el

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial. Así, se sustituye el Real Decreto 436/2004 y se establece un régimen

económico transitorio para las instalaciones pertenecientes a su ámbito de

aplicación. Además, el Real Decreto 661/2007 determina una prima para las

instalaciones de potencia superior a 50 MW que utilicen energías renovables (con


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excepción de la hidráulica), las cogeneraciones y las instalaciones de co-

combustión de biomasa y/o biogás.

Los cambios más significativos que este Real Decreto plantea frente a la

regulación anterior, son los siguientes:

- La retribución del régimen especial no va ligada a la Tarifa Media o de

Referencia. La actualización de las tarifas, primas y complementos irá

ligada a la evolución de diversos factores (como el IPC o el precio del gas

natural).

- Se establece una prima de referencia y unos límites superior e inferior

para la generación procedente de renovables que participa en el mercado.

- Se establece un aval que deberán satisfacer las instalaciones de

régimen especial al solicitar el acceso a la red de distribución. El aval era

ya necesario en el caso de productores que se quieran conectar a red de

transporte.

- Los nuevos parques eólicos deberán ser capaces de mantenerse

conectados a la red ante una breve caída de tensión en la misma.

- Se permite la hibridación en instalaciones de biomasa y solar

termoeléctrica.

- Obligación del régimen especial de potencia instalada superior a 10

MW a conectarse a un centro de control.

- Obligación del régimen especial a tarifa a presentar ofertas en el

mercado de producción a precio cero por medio de un representante.

- Derecho del régimen especial a tarifa a que la distribuidora sea su

representante para la participación en el mercado hasta el 31/12/2008.

Los distribuidores empezarán a cobrar al régimen especial por este

servicio un cargo de 0,5 c€/kWh a partir del 1/07/2008.

- Se aplicarán costes de desvíos a las instalaciones en régimen especial

a tarifa que deban disponer de equipo de medida horaria.


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- En 2008 se comenzará la elaboración del Plan de Energías Renovables

20011-2020.

Ha sido publicado el Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, por el que se

ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2007. Además, se establece

que, sin perjuicio de la prioridad de evacuación establecida, las instalaciones de

régimen especial estarán sujetas, a efectos de restricciones técnicas, al Real

Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento

de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del

mercado eléctrico. Por último, según el Real Decreto 871/2007, el Operador del

Sistema deberá elaborar una propuesta de revisión de los procedimientos de

operación que desarrollen lo establecido en el Real Decreto 661/2007.

En julio de 2007 se ha publicado la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se

modifica la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la

Directiva 2003/54/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la

electricidad. En ella se establece que el Gobierno, podrá determinar una prima

para aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica de cogeneración o

que utilicen como energía primaria, energías renovables no consumibles y no

hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de

servicios, aun cuando la potencia instalada sea superior a 50 MW. Por otra parte,

se acuerda modificar el Plan de Fomento de las Energías Renovables, para

adecuarlo a los objetivos que ha establecido a este respecto la Unión Europea del

20% para 2020.

El 1 de agosto de 2007 ha sido publicado 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.

En septiembre de 2008 se aprobó el Real Decreto 1578/2008, de 26 de

septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica

mediante tecnología solar fotovoltaica para las instalaciones posteriores a la

fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de

25 de mayo, para dicha tecnología.


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El citado Real Decreto clasifica las nuevas instalaciones en dos tipologías, según

estén ubicadas en cubiertas (tipo I) o en suelo (tipo II). Dentro de las primeras

existen dos subtipos: se diferencia aquellas instalaciones con potencia inferior o

igual a 20 kW (tipo I.1) de aquellas con potencia superior a 20 kw. (Tipo I.2.)

Se establece asimismo, unas convocatorias anuales, con cupos de potencia por

tipo y subtipo. Para la primera convocatoria, la tarifa regulada será la siguiente:

- Tipo I- Subtipo I.1. : 34 cent€ /kWh

- Tipo I- Subtipo I.2. : 32 cent€ /kWh

- Tipo II. : 32 cent€ /kWh

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.

Este año se ha publicado el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, donde

se establece un registro de pre-asignación de retribución para las instalaciones

del régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio. La inscripción en el Registro de pre-asignación de retribución será

condición necesaria para el otorgamiento del derecho al régimen económico

establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

Cuando, la potencia asociada a los proyectos inscritos sea superior al objetivo

previsto, el régimen económico establecido en el citado Real Decreto 661/2007,

de 25 de mayo, será de aplicación y se agotará con dichas instalaciones

inscritas. En este caso, mediante acuerdo del Consejo de Ministros, a propuesta

del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, se podrá establecer restricciones

anuales a la ejecución y entrada en operación de las instalaciones inscritas y la

priorización de las mismas.

Recientemente se ha aprobado el Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio,

por el que se regula la Oficina de Cambios de Suministrador. En la citada norma

se ha producido una modificación del Real Decreto 1578/2008 que regula la

producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. Según

esta modificación, el límite que existía para inscribir proyectos o instalaciones de

tipo I (instalaciones sobre tejado), se amplía de los 2 MW fijados hasta 10 MW.


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Asimismo, se ha publicado la ORDEN ITC/1723/2009, de 26 de junio, por la

que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2009. Se han

realizado las actualizaciones trimestrales para el segundo y tercer trimestre de

2009, de las tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y

a.1.2 (cogeneraciones que utilicen gas natural, gasóleo, fuel-oil o GLP), del

grupo c.2 (instalaciones de residuos) y de las acogidas a la disposición

transitoria segunda del citado real decreto (instalaciones de cogeneración para el

tratamiento y reducción de residuos).

Real Decreto – ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan

determinadas medidas en el sector energético, como es el establecimiento de

límites para acotar el incremento del déficit, implantación de mecanismos

adicionales de protección para colectivos vulnerables (Bono social), se aborda la

necesidad de liberar a la tarifa eléctrica de la carga que supone financiar las

actividades del Plan General de Residuos Radiactivos, se establecen mecanismos

respecto al sistema retributivo de las instalaciones de régimen especial, se

aborda la necesidad de establecer un procedimiento de adjudicación de

gasoductos prioritarios para la seguridad del suministro de gas y se regulan una

serie d aspectos que deben ser abordados igualmente para l corrección de la

situación generada por el déficit tarifario.

2.4.3 Regiones Ultraperiféricas

El Real Decreto 1747/2003 desarrolla la Ley 54/1997, de 27 de noviembre,

del Sector Eléctrico, y tiene en consideración las prescripciones legales

establecidas en la Ley 19/1994, de 6 de julio, de modificación del Régimen

Económico y Fiscal de Canarias, y en la Ley 30/1998, de 29 de julio, del

Régimen Especial de las Illes Balears.

Para ello se adaptan los principios de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del

Sector Eléctrico, a las peculiaridades de estos sistemas con el triple objetivo de

garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad para que se realice al

menor coste y con las menores singularidades posibles.

El aislamiento y el tamaño de los sistemas eléctricos insulares y

extrapeninsulares (en adelante SEIE) de las Illes Balears, Canarias, Ceuta y

Melilla refleja unos factores diferenciales respecto al sistema eléctrico peninsular,

especialmente en las exigencias de los grupos de generación, que obliga a un

tratamiento singular.


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Fuente: Red Eléctrica Española.

Como consecuencia de lo anterior, pierde sentido, en la actualidad, establecer un

mercado de ofertas similar al peninsular. Por ello, previendo esta circunstancia,

la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en su artículo 12.2,

deja abierta la posibilidad de que la actividad de producción eléctrica

desarrollada en los territorios insulares y extrapeninsulares pueda estar excluida

de este mercado.

Es por ello que en este Real Decreto se desarrolla un marco regulatorio

específico para estos territorios, en el que queda excluida la aplicación del Real

Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el

mercado de producción de energía eléctrica; no obstante, se considera que las

funciones de publicación de precios, liquidación de la energía y el régimen de

garantías son similares a las de la península, por lo que se asignan al operador

del mercado dichas funciones en estos territorios.

De acuerdo con la citada Ley 54/1997, en este Real Decreto se contempla la

singularidad de estos territorios que radica, principalmente, en un previsible

mayor coste de la actividad de producción respecto a la península, derivado del

mayor nivel de reserva que es necesario mantener en los sistemas aislados y del

sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas, así como, cuando sea el

caso, los mayores costes de combustible.


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En la Resolución de 28 de abril de 2006, de la Secretaría General de Energía,

por la que se aprueba un conjunto de carácter técnico e industrial necesario para

realizar la adecuada gestión de los sistemas eléctrico insulares y

extrapeninsulares. Se incluyen:

- Funcionamiento de los sistemas eléctricos insulares y

extrapeninsulares.

- Previsión de demanda

- Cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el

despacho económico.

- Planes de mantenimiento de las unidades de producción.

- Programación de la generación en tiempo real.

- Programación del mantenimiento de la red de transporte.

- Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades

de producción.

- Determinación y asignación de las pérdidas de transporte.

- Servicio complementario de regulación primaria.

- Servicio complementario de regulación secundaria.

- Servicio complementario de regulación terciaria.

- Definición de las redes bajo la gestión técnica de la operación del

sistema de las redes observables.

- Criterios de operación.

- Información a intercambiar con el operador del sistema.

- Condiciones de instalación de los puntos de medida.

- Verificación de los equipos de medida.

- Requisitos de los equipos de inspección.

- Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de comunicaciones.

- Estimaciones de medidas y cálculo del mejor valor de energía de

puntos frontera.

- Agregaciones de puntos de medida.

- Tratamiento e intercambio de información entre operador del sistema,

encargado de la lectura, comercializadores y resto de agentes.

- Criterios generales de protección.

- Criterios de instalación y funcionamiento de los automatismos.

- Análisis y seguimiento del funcionamiento de las protecciones y

automatismos.

- Solicitudes de accesos para la conexión de nuevas instalaciones a la

red de transporte.


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- Instalaciones conectadas a la red de transporte de energía eléctrica:

requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y

seguridad y puesta en servicio.

- Criterios de planificación de las redes de transporte de los sistemas

eléctricos insulares y extrapenínsulares.

- Singularidades en la aplicación de los procedimientos de operación a

sistemas de tamaño reducido.

La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo por la que aprueban el método de

cálculo de coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento

de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y

extrapeninsulares.

La Orden ITC/914/2006 de 30 de marzo, por la que se establece el método de

cálculo de la retribución de garantía de potencia para instalaciones de generación

en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

2.4.4 Canarias

El Plan Energético de Canarias, indica expresamente que “contribuir al objetivo

mundial de reducir las emisiones de gases de efecto de invernadero (GEI) para

amortiguar el proceso de calentamiento global de la tierra, debe constituir otro

elemento central de este Plan Energético de Canarias”.

También indica que “es evidente que la Unión Europea está trabajando ya en

unos objetivos Kyoto post-2010, mucho más ambiciosos que los actuales y que

por tanto también será aplicables a Canarias. Por ello, este Plan Energético debe

encarar ya ese previsible endurecimiento de los objetivos de reducción de GEI y

proponer medidas ambiciosas en ese sentido.”

El objetivo principal del PECAN 2006 es garantizar la existencia de un sistema

energético en Canarias, con calidad y cantidad suficiente para atender la

creciente demanda al menor coste posible. Manteniéndose siempre bajo unos

niveles de sostenibilidad y mantenimiento medioambiental. Las medidas del

PECAN permiten que el sistema energético canario se adapte a las energías

renovables en retroceso de la dependencia hacia el petróleo.


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Canarias excede ya en un 41,4% (2005) sobre las emisiones de 1990 las

emisiones de GEI, cuando el objetivo de Kyoto para España en el año 2012 es de

únicamente un 15%. Actualmente el 43% de las emisiones de GEI en Canarias

corresponden al sector del transporte, de ahí la necesidad de tomar medidas que

contribuyan a reducir la emisión de dichos gases.

Por lo que se refiere a las singularidades del sector eléctrico canario, la

Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre

de 1996, permitía la posibilidad de recurrir a determinadas excepciones cuando

se plantean problemas sustanciales para el funcionamiento de las pequeñas

redes aisladas. Dichas excepciones serán concedidas por la Comisión, cuya

decisión deberá ser publicada en el Diario Oficial de las comunidades Europeas.

La Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de

junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad

ha derogado la Directiva 96/92/CE.

Especial trascendencia para Canarias tiene lo dispuesto en el artículo 12 de la

Ley 54/1997. Este precepto legal dispone que las actividades para el suministro

de energía eléctrica que se desarrollen en los territorios insulares y

extrapeninsulares serán objeto de una reglamentación singular que atenderá a

las especificidades derivadas de su ubicación territorial, previo informe de las

comunidades autónomas afectadas.

La Agencia Canaria de Desarrollo Sostenible y Cambio Climático elabora

“Inventario de Gases de Efecto Invernadero en Canarias (2005)” con una

metodología unificada que nace de la Convención Marco de Cambio Climático

(Protocolo de Kyoto).

En el caso de las Comunidades autónomas como Canarias, la realización de dicho

inventario no es obligatoria, pero constituye un elemento muy valioso para poder

adoptar medidas de reducción de emisiones, que permitan contribuir a dicho

objetivo nacional de reducción y así mismo a la Estrategia de lucha contra el

Cambio Climático.

El Inventario, de acuerdo con el IPCC se desarrolla a través de seis Sectores

básicos:


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- Sector de la energía.

- Sector de la industria.

- Sector de los disolventes.

- Sector de la agricultura.

- Sector del cambio de uso de la tierra y reforestación.

- Sector de desperdicios o de residuos.

Como año de referencia para vigilar el cumplimiento de los objetivos de

reducción establecidos en el Protocolo de Kyoto, se ha adoptado, con carácter

general, el de 1990. Sin embargo, para tres gases: HFC, PFC y SF6 se ha

adoptado en el caso de Canarias el año 1996. El Inventario en Canarias del año

2005, cuenta con una serie detallada de información de los años 1990, 1996,

2002 y 2005, que hace posible la estimación de un escenario tendencial de

emisiones.


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2.5 Conclusiones Diagnóstico Canarias.

Al analizar el actual marco regulatorio se aprecian efectos que pueden

considerarse limitadores para el correcto desarrollo del sector. Algunos de ellos

son los que se exponen a continuación:

2.5.1 Asimetría en la regulación.

Canarias por su carácter periférico, cuenta con un sistema eléctrico aislado

basado en combustible fósil. La actual regulación en materia de producción de

energía, en régimen ordinario y en régimen especial, así como la

homogenización del sistema de primas y de cupos, limita las potencialidades que

el archipiélago. La normativa energética se ha redactado pensando en legislar un

sistema continental y no un territorio insular fragmentado.

Esta problemática de igual legislación para situaciones diferentes, ya se ha dado

en el pasado. Así, por ejemplo, en La Ley General de Carreteras de 1988, se

recogía que serían consideradas carreteras de interés general del Estado, y

pasarían a ser financiadas por él, aquellas que atravesaran dos o más

Comunidades Autónomas. Algo imposible en el caso del archipiélago. En este

caso, Canarias, no tuvo opción de contar con el apoyo Estatal en materia de

carreteras hasta que se firmaron convenios específicos de carreteras en 1996.

Los proyectos de energías renovables deben inscribirse en el Registro de

Preasignación de Retribución (RPR) para recibir la retribución que los dota de

rentabilidad y permite su ejecución. En el caso fotovoltaico, el registro tiene

cuatro convocatorias trimestrales para adjudicar un cupo de potencia de 500 MW

en todo 2009. La extensión del RPR a todas las energías renovables, efectuada

en mayo mediante el Real Decreto-Ley 6/2009, está desbordando los recursos

administrativos del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, afectando muy

negativamente a la fotovoltaica. Entre otros perjuicios, se retrasa la publicación

de los listados en el RPR e impide que se aprueben procedimientos

administrativos simplificados para tramitar las instalaciones solares en la

edificación.

El día 13 de diciembre de 2009 el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

establece mediante Acuerdo del Consejo de Ministro, la finalización del proceso

de inscripciones para las tecnologías eólica y solar termoeléctrica, al superar los

objetivos de Plan de Energías Renovables 2005-2010 y resolverse el pre-registro


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de régimen especial previsto en el Real Decreto – Ley 6/2009. El pre-registro

para las tecnologías de biogás, biomasa, cogeneración y minihidráulica

permanecerá abierto hasta el cumplimiento de sus objetivos. Al superar los

objetivos de potencia instalada en eólica y termoeléctrica se procede al cierre del

registro de estas tecnologías y se aplica una distribución temporal en su puesta

en servicio hasta 2012 para la primera y hasta 2013 para la segunda. Con este

acuerdo se pretende garantizar la sostenibilidad económica y técnica del

sistema. Este arreglo tiene alcance nacional, y para Canarias se traduce en lo

contrario de lo que garantiza, en una pérdida de sostenibilidad económica y

técnica, al poner límites a la generación eléctrica a través de régimen especial.

2.5.2 Trámites Administrativos.

La norma regula que para presentarse a determinados procesos vinculados a la

instalación o generación de energía en régimen especial se incurra en una alta

carga administrativa. Muchos de los documentos solicitados tienen periodo de

caducidad (como con las autorizaciones administraciones, licencia de obras,

punto de acceso, etc), que ante la tardanza en solucionar los trámites, a la hora

de ser aplicados dejan de ser válidos para tener que reiniciar nuevamente el

proceso, llevando a una nueva inversión no sólo en términos económicos sino de

tiempo. A esto se le suman los costes previos a la obtención de la potencia,

aquellos que se derivan de la elaboración del proyecto, el pago de tasas, la

liquidación previa del ICIO (Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y

Obras), los gastos derivados del aval, etc).

Los altos avales suponen un freno para las pequeñas inversiones de particulares,

a pesar de no suponer desembolso alguno, incrementan el apalancamiento

financiero reduciendo la capacidad de endeudamiento. Todo esto genera un

desincentivo a la financiación, incluso para la Reserva de Inversiones de

Canarias (RIC), al no saber cuando se podrá ejecutar la inversión prevista.

Un ejemplo del efecto al que nos referimos lo encontramos en el Real Decreto –

Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el

sector energético y se aprueba el bono social. Entre las medidas del RDL se

presenta un mecanismo de registro de preasignación (Artículo 4 del RDL 6/2009)

para las instalaciones del Régimen Especial, en clara contraposición con la

Directiva de Renovables Europea que ordena la eliminación de trabas y barreras

burocráticas, dificultando aún más el desarrollo del sector, que sufre, como el


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resto, los problemas de financiación derivados de la crisis. Según las

asociaciones de energías renovables algunos de los requisitos del registro son

difíciles de cumplir e impedirán la realización de muchos proyectos previstos.

2.5.3 Inseguridad Jurídica.

El actual marco regulatorio, específico de las energías renovables, ha tenido

efectos perniciosos en el desarrollo de las mismas, que en algunos casos se

traduce en el abandono de proyectos y en otros en colapsar el sistema, por los

plazos límite que se establecen. La multitud de disposiciones legales que regulan

el sector, las continuas modificaciones y la lentitud en los procedimientos,

generan inseguridad en el sector al peligrar proyectos e inversiones, con cambios

en los escenarios previstos.

2.5.4 Concurso Eólico.

En la comunidad canaria, al igual que en Cantabria, Galicia o Extremadura, se

establece que como paso previo a la instalación de un parque eólico, se deba

convocar un concurso público para asignar una determinada potencia eólica que

establece el Estado. En el 2004 (Orden 14 de Octubre) se convocó un concurso

para asignar en Canarias 344 MW eólicos, dicho concurso fue finalmente

anulado. En el año 2007 se publicó con fecha de 4 de mayo la Orden de 27 de

Abril, que convocaba un nuevo concurso para asignar una potencia total de 440

MW. El plazo de presentación de las solicitudes concluía el 5 de Agosto aunque

posteriormente por Orden de 28 de Junio se amplió dicho plazo hasta el 17 de

Septiembre.

En la base octava de dicho concurso se establecía: “Si transcurrido un plazo de

seis meses desde la publicación de la presenta convocatoria, no recayera

resolución sobre una solicitud, se entenderá desestimada la misma”.

Una vez concedida la potencia del concurso para la asignación de potencia para

parques eólicos los trámites que se deben llevar a cabo son:

1. Efectuar el pago de una fianza junto con aquella documentación que acredite

la capacidad legal, técnica y económica financiera del solicitante, el plan

eólico, la valoración de la solicitud según el modelo que figura establecido y

la documentación acreditativa de la constitución de la garantía en concepto

de presentación al concurso.


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2. Presentar constitución de aval y la solicitud de acceso a la red, los trámites

que se llevan a cabo son la constitución de un aval bancario, y un depósito.

3. Solicitar punto de acceso y conexión a la red.

4. Disponer de una autorización administrativa, lo que requiere además de la

solicitud los siguientes documentos: ejemplares del proyecto de instalación,

punto de conexión a la red, documentación acreditativa de la calificación del

suelo en el caso de instalaciones de generación, acreditación de la capacidad

legal, técnica y económica financiera del solicitante, justificante del pago de

tasas, dos ejemplares de la declaración de impacto ecológico, documentación

justificativa de la disponibilidad de los terrenos, copia de la solicitud de

autorización ambiental integrada, otros documentos que considere el

peticionario complementarios.

5. Se debe contar con la licencia de obra mayor, para ello se requiere del Nif o

Cif del solicitante, el proyecto de instalación, el proyecto de seguridad y

salud, la autorización administrativa de industria según potencia y la

calificación urbanística del suelo.

6. Aportar los datos del peticionario, del capital social y de los accionistas, las

condiciones de eficiencia energética, técnica y de seguridad de la instalación,

relación de otras instalaciones acogidas al régimen especial y copia del

balance y cuenta de resultados correspondientes al último ejercicio fiscal.

7. Solicitar la autorización de puesta en servicio, se precisa de una solicitud del

punto de conexión, dos ejemplares del proyecto o memoria técnica de

diseño, certificado de dirección y finalización de obra, certificación del

director de obra de que el sistema de monitorización y telecontrol del parque

funciona correctamente, cinco ejemplares del certificado de instalación, tres

ejemplares del manual de instrucciones, declaración jurada del titular donde

manifieste que dispone de todas las autorizaciones, contrato de

mantenimiento para las instalaciones y planos de la instalación.

8. Presentar el contrato de venta de energía en régimen especial (tres copias),

carta de concesión de punto de conexión a la red, autorización

administrativa, inscripción en el Registro de Productores de Régimen Especial

(RPRE) y documentación que acredite la condición de persona física o jurídica

del titular.

9. Inscribirse en el RPRE, se precisa de solicitud, acta de puesta en servicio, Nif

o Cif del solicitante, escrituras, contrato técnico, principales características de

la instalación y memoria resumen.


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10. Conectar a la red, verificar equipos de medida y emisión de certificado de

cumplimiento registro punto de medida. Para ello se precisa de solicitud,

autorización de puesta en servicio, certificado de instalación, inscripción en

RPRE, protocolo de pruebas de contadores, certificado de inversores,

evaluación de la energía que va a ser transferida a la red, proyecto de

instalación, proyecto de acometida y póliza de responsabilidad civil, además

de un ingreso por la visita del inspector para que UNELCO emita certificado.

11. Inscripción definitiva en el RPRE.

12. Estar dado de alta en el C.A.E.

Tales son los retrasos existentes en la asignación de potencia eólica en Canarias,

que las previsiones en 2008 eran que 2011 se empezara a presenciar la

instalación de nuevos generadores eólicos en Canarias, pero hasta el momento

la única evidencia es la demora en el proceso.

Añadir a la problemática en materia eólica en Canarias el Acuerdo del Consejo de

Ministros del pasado 3 de noviembre de 2009, por el cual se cierra el proceso de

inscripciones a nivel nacional por alcanzarse el límite fijado en el Plan de

Energías Renovables, PER. Esto lleva a que los concursos de asignación de

potencia de Canarias que se encuentran pendientes de resolución se hayan

quedado nuevamente parados hasta que se vuelva a abrir la asignación, prevista

para 2012.

En el siguiente cuadro se resume el proceso eólico en Canarias:


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INSCRIPCIÓN DEFINITIVA EN EL R.P.R.E.

CONEXIÓN A LA RED. VERIFICACIÓN DE EQUIPOS DE MEDIDA. EMISIÓN DE

CERTIFICADO DE CUMPLIMIENTO REGISTRO PUNTO DE MEDIDA.

INSCRIPCIÓN PREVIA EN EL R.P.R.E.

CONTRATO DE VENTA DE ENERGÍA EN RÉGIMEN ESPECIAL

AUTORIZACIÓN DE PUESTA EN SERVICIO

CONDICIÓN DE INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ACOGIDA AL RÉGIMEN ESPECIAL

EJECUCION DE LA OBRA

LICENCIA DE OBRA MAYOR (Con Calificación Territorial)

AUTORIZACIÓN ADMINISTRATIVA

ELABORACION DEL PROYECTO TECNICO

SOLICITUD DE PUNTO DE ACCESO Y CONEXIÓN A LA RED

CONSTITUCIÓN DE AVAL PARA LA SOLICITUD DE ACCESO A LA RED

RECURSOS

RESOLUCION (ASIGNACION DE POTENCIA)

AMPLIACION PLAZO

CONCURSO EOLICO (ORDEN 27 ABRIL 2007)

CONCURSO ANULADO. SIN NUEVA CONVOCATORIA

AMPLIACION PLAZO

CONCURSO EOLICO (ORDEN 14 OCTUBRE 2004)

EOLICA

2005 2006 2007 2008 2009 2010 20112004 2012


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2.5.5 Cupos Fotovoltaica.

En la normativa vigente se utiliza el sistema de cupos para controlar la potencia que se

instala por tecnología solar fotovoltaica. El sistema de cupos consiste en una limitación

de una cantidad de potencia que tiene dos efectos, el primero que no se puede

sobrepasar una determinada cifra en España. El segundo es que genera incertidumbre

en los inversores al crear cuello de botella, ya que obliga al inversor a realizar una

tramitación administrativa antes de saber si va a entrar en el cupo solicitado.

La regulación propone establecer estos cupos para la fotovoltaica a nivel nacional, pero

no deja opción a establecer diferencias según el territorio. Canarias forma parte de los

sistemas extrapeninsulares, de modo que la potencia instalada en el resto de España

no tiene efectos sobre la estabilidad de los sistemas energéticos insulares.

Concedida la potencia del concurso para la asignación de potencia para parques

fotovoltaicos los trámites que se deben llevar a cabo son:

1. Constitución de aval para la solicitud de acceso a la red, se precisa de un depósito

de 500 €/KW. Plazo aproximado de resolución medio mes.

2. Solicitud de punto de acceso y conexión a la red, se precisa lo mismo que en el

caso eólico.

3. Autorización administrativa, se precisa de la misma documentación que en el caso

eólico.

4. Licencia de obra mayor, se precisa de la misma documentación que en el caso

eólico.

5. Condición de instalación de producción de energía eléctrica acogida al régimen

especial, se precisa los mismos requisitos que en el caso eólico ya citado.

6. Autorización de puesta en servicio, se precisa lo mismo que en el caso eólico.

7. Efectuar contrato de venta de energía en régimen especial, se precisan los mismos

requisitos que en el caso eólico.

8. Inscripción previa en el Registro de Productores de Régimen Especial. Se precisa de

lo misma documentación que en el caso eólico.

Los criterios establecidos para la fijación de cupos en el régimen especial no pueden

establecerse de forma homogénea para todo el territorio nacional. Los criterios fijados

en la normativa tratan por igual a todas las Comunidades Autónomas. Canarias

presenta características únicas dentro del conjunto del país y, por tanto, los criterios

que se fijen a la hora de limitar los cupos de asignación de potencia deben de ser

establecidos conforme a éstas. En el caso del archipiélago canario, los criterios que se


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establezcan para determinar el límite de cupo deben garantizar la sostenibilidad del

sistema eléctrico insular, al margen de criterios económicos.


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2.6 Canarias: Costes y Precios por Fuente Energética.

2.6.1 Sistema Eléctrico Canario. Un Sistema Aislado.

El sistema eléctrico de Canarias se caracteriza por estar aislado de las grandes redes

de electricidad, por encontrarse fragmentado y por contar con una tecnología base

sustentada en combustibles fósiles como son el fuel-oil, diesel-oil. Este tipo de sistemas

conllevan mayores costes en el suministro y reduce las posibilidades de diversificar la

oferta de generación.

El sistema está compuesto por seis parques de generación eléctrica, los de mayor

dimensión son los correspondientes a las islas capitalinas y el compartido por las islas

de Lanzarote y Fuerteventura. Los tres restantes son de escala reducida y

corresponden a La Palma, La Gomera y El Hierro. Por tanto, además de contar con el

factor del aislamiento, el coste se eleva de forma destacada ante el reducido tamaño de

algunos de sus parques si lo comparamos con otros sistemas eléctricos nacionales.

Además Canarias no dispone de energía nuclear, sistemas de generación hidráulicos ni

gas, que podrían suavizar la línea de coste.

El archipiélago depende casi en exclusiva de una fuente energética que se encuentra

actualmente en desuso en los sistemas eléctricos internacionales. Las tecnologías de

generación a partir de derivados del petróleo son la base del sistema canario.

En el año 2007 Canarias presenta una dependencia del petróleo del 99,13%, siendo el

resto del consumo energético cubierto por la generación eléctrica a través de energías

renovables. Esto se debe a que el sistema eléctrico regional depende en un alto grado

Fuente: Estadísticas Energéticas de Canarias 2006. Gobierno de Canarias


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del uso del fuel mientras que en el sistema peninsular se cuenta con otras fuentes de

generación de energía como son el carbón (13,80%), el petróleo (48,30%), el gas

natural (21,50%), la energía nuclear (9,80%) y las energías renovables (7%).

De acuerdo con el Instituto Tecnológico de Canarias (ITC) las características que

presenta la generación en Canarias son:

- Las unidades presentan potencias unitarias bajas con respecto a la

península.

- Las tecnologías de generación tradicionalmente han sido tres:

Las turbinas de vapor.

Los motores diesel.

Las turbinas de gas.

- Por cuestiones de tamaño de los sistemas las unidades de vapor sólo han

sido viables en las islas capitalinas. En las islas de La Gomera, El Hierro y La

Palma el parque generador consta de grupos diesel.

- En las islas capitalinas se cuenta con turbinas de ciclos combinados.

Actualmente la carencia de suministro de gas natural que es el combustible

para el que se diseñaron, las obliga a funcionar con gasoil.

- Los combustibles que se consumen son derivados del petróleo, en concreto

gasoil, diesel oil y fuel oil. Lo que hace del sistema energético canario

vulnerable ante los cambios en el precio del petróleo, sobre todo para los

combustibles más ligeros (gasoil), ya que su precio es mayor que el de los

pesados (fuel oil).

- Muchas unidades pueden funcionar con combustibles más ligeros, pero se

utiliza fuel oil siempre que la tecnología lo permite, es el caso de las turbinas

de vapor y los motores diesel de media y gran tamaño. Las turbinas de gas

necesitan siempre de combustibles líquidos ligeros (tipo gasoil) o bien de

combustibles ligeros si se dispone. Es por ello que al totalidad de las turbinas

de gas de canarias se encuentran funcionando con gasoil, con la excepción

de la unidad de Cogeneración de Tenerife, Cotesa, que dispone de un

suministro de gas residual de la refinería.

- En Canarias, además de las unidades de generación de las centrales de

Unelco – Endesa, existen algunas industrias o instituciones que generan

energía. Básicamente consisten en instalaciones de cogeneración situadas en

hoteles e industrias y varias unidades radicadas en la refinería de Santa Cruz

de Tenerife, entre otras.


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Las tecnologías de generación utilizados en Canarias son:

1.- Plantas de Fuel – oil.

2.- Plantas de Diesel – oil.

3.- Plantas de ciclo combinado con gas.

4.- Eólica on –shore.

5.- Fotovoltaica.

En el balance de energía se presenta como el fuel representa en Canarias el 70,4% de

la producción en régimen ordinario, mientras que en régimen especial la energía eólica

está alcanzando el 45,7% del total de este grupo.

2.6.2 Costes

BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO CANARIO

Fuente: Instituto Tecnológico de Canarias

BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO CANARIO

Fuente: Boletín mensual. Sistema Eléctrico Canario. Enero 2009


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Para desarrollar este apartado evaluaremos el sector energético en Canarias, así como

el efecto de la introducción de la alternativa de las energías limpias desde la

perspectiva precio – coste.

Para poder comparar los costes de la energía el método más habitual utilizado por la

Agencia Internacional de la Energía (2005) clasifica los distintos tipos de costes en las

siguientes grandes categorías:

a) Costes de capital o de inversión (por Kwh).

b) Costes de operación y mantenimiento (OM), variables o fijos.

c) Costes de adquisición del combustible.

c.1) Coste materia prima.

c.2) Coste de transporte.

c.3) Tarifas de importación.

d) Costes de emisión de CO², sólo aplicable para combustibles fósiles.

e) Coste de intermitencia o interrumpibilidad, sólo aplicable en renovables.

De un reciente estudio elaborado para La Introducción del Gas Natural en Canarias1 se

extrae un cuadro, que de acuerdo con esta clasificación, recoge la estructura de costes

1 Estudio sobre la Introducción del Gas Natural en Canarias para la Producción de Electricidad. Efectos Económicos,

Medioambientales y Estratégicos. Autores: Francisco Javier Ramos Real. Gustavo A. Marrero Díaz. IUDR y FEDEA.

Universidad de La Laguna. Nov 09.

ESTRUCTURA COBERTURA DE LA DEMANDA- CANARIAS

Fuente: Elaboración Propia. Fuente: Elaboración Propia. Fuente: Boletín Mensual. Sistema Eléctrico Canario. Junio 2009

Fuente: Elaboración Propia. Fuente: Elaboración Propia. Fuente: Boletín Mensual. Sistema Eléctrico Canario. Junio 2009


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para las tecnologías de generación de energía gas natural, diesel, fuel-oil, eólica on

shore y fotovoltaica, es la siguiente:

Fuente: Trabajo IUDR - FEDEA

De este gráfico se deriva que la tecnología más cara es el diesel, cuyo alto coste se

deriva en un 80% al coste del combustible, igual ocurre con el fuel – oil cuyo coste de

combustible se sitúa cerca del 80%. En contraposición encontramos la energía eólica y

fotovoltaica cuyo gasto en combustible es nulo, ya que es el esfuerzo de la inversión la

que supone el mayor porcentaje en la estructura de costes, un 63% del total en la

eólica y un 98% en el caso de la fotovoltaica. Los costes de interrumpibilidad sólo

destacan dentro de la estructura de gastos de la energía eólica ya que la escasa

importancia relativa actual de la fotovoltaica y su generación en el periodo de mayor

demanda evita que incurra en este tipo de costes.

En el siguiente cuadro se incluyen los valores de los parámetros obtenidos para el

cálculo de los costes del Kwh generado en Canarias por tecnología. Estos valores han

sido extraídos de un estudio de IUDUR-FEDEA¹ en el cual se efectuó la comparativa de

diversos estudios y se tuvo en cuenta la opinión de expertos del sector en Canarias.

TECNOLOGÍA Vida Útil Plazo Const. Distribución

Coste Inversión

US$/kW(overnigh

t)

Precio

Combustible

US$/CG

Coste Prec.

Comb y OM

Factor de

Capacidad

Factor de

Eficiencia

Ton. CO2 por

MWh

Fuel -oil 25-30 3 18-70-12 1400-1500 11,3 80-85 48 0,55-0,60

Diesel 25-30 3 18-70-12 2150-2250 19,5 80-85 51 0,50-0,55

Eólica 20-25 1-2 sd 1700-1800 0 30-35 0 0

Fotovoltaica 20-25 1 sd 4000-4200 0 25-30 0 0

Fuente: Trabajo IUDR - FEDEA. Universidad de La Laguna. 2009

Supuestos generales: precio Ton CO2 5-20 euros MWh; costes interrumpibilidad eólica 15-20 euros MWh

PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DEL COSTE DEL KWh GENERADO EN CANARIAS POR TECNOLOGÍA

Fuente: Trabajo IUDR - FEDEA


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A continuación se detallan los parámetros utilizados en el Estudio IUDR-FEDEA para la

determinación de los parámetros de los que se obtendrán los costes de generación de

energía para cada tipo de tecnología:

- Tamaño promedio: Las plantas de fuel oil son de tamaño promedio

aproximado de entre 50-55 MW, mientras que las de diesel son las más

pequeñas aunque dependiendo de la isla, van desde grupos de 24 MW hasta

algunos inferiores a 1MW. En energía eólica, la capacidad media de los

aerogeneradores es inferior a 1MW pero los nuevos alcanzan capacidades de

hasta 2MW.

- Coste de inversión: Según los datos del PECAN, la inversión para un

capacidad de 210 MW es de 250 millones de euros, que se distribuyen en un

periodo de construcción máximo de tres años. Para las demás tecnologías los

costes son superiores en promedio.

- Periodo de construcción: Las plantas con el periodo más corto

corresponden a eólica y fotovoltaica, que normalmente es de un año.

- Costes de operación y mantenimiento: En el estudio se refleja que las

que presentan un menor coste son las energías renovables, que rondan los

20-35US$/Kw. Aún así el coste en Canarias es mayor que en otras zonas de

Europa, debido al polvo en suspensión, salitre y vientos que caracterizan el

clima del archipiélago. Entre las tecnologías fósiles la que mayor coste

recoge son los motores de gas oil.

- Precio del fuel: En este concepto consideran el coste total de adquisición

que ha sido tomado de informes de la Comisión Nacional de Energía y

corroborado por fuentes del sector, cuyos valores se sitúan en 323 y 628

euros/Ton para el fuel-oil y el diesel-oil respectivamente. En el caso de las

renovables, por su naturaleza, no existe coste de combustible.

- Tasa de crecimiento del fuel: En la actualidad existe incertidumbre en

este sentido, por los periodos de inestabilidad, la aparición de nuevos

yacimientos de petróleo, unido a la incertidumbre de la demanda de energías

renovables (que sustituirán a las fósiles), así como la evolución del mercado

de emisiones, hace muy difícil asumir una previsión válida. En el estudio

estiman un crecimiento entre el 1% y el 5% anual.

- Factor de carga (load factor): Por factor de carga se entiende como la

relación entre la energía eléctrica efectivamente producida y la energía

máxima posible de generar por una dada instalación (si funcionara siempre a


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plena potencia) en el mismo periodo de tiempo, expresada en porcentajes.

Como las tecnologías fósiles forman parte de la base del sistema se le fija un

porcentaje de entre un 80% y 85% de horas de funcionamiento promedio

sobre el total. Para la fotovoltaica un 25-30% y por la naturaleza de los

vientos en Canarias, un 30% para la eólica.

- Factor de eficiencia: Depende de cada tecnología de origen fósil, siendo de

un 40% para el fuel-oil y un 48% de promedio para el gas-oil.

- Facto descuento: En el estudio IUDR-FEDEA se fijó una tasa entre el 5 y ell

10%. Afecta en mayor medida a aquellas tecnologías cuya inversión inicial

supone un porcentaje del coste total muy elevado.

- Coste de interrumpibilidad: Los valores utilizados son los máximo del

estudio de NEA (2005), entre 15 y 20 euros/MW, que considera un grado de

penetración de la eólica del 20%, que es consciente con los objetivos del

PECAN.

De acuerdo con estos parámetros energéticos y los supuestos de los que se derivan se

cifran las estimaciones de coste de generación en Canarias por tipo de tecnología

(cents. Euro/KWh) son:

DIESEL FUEL-OILEÓLICA (on

shore)FOTOVOLTAICA

Media 19,24 13,70 7,17 13,55

Percentil 95 24,21 17,26 8,16 15,94

Percentil 05 15,22 10,86 6,22 11,27

Mediana 18,9 13,43 7,15 13,51

Desv. Típica 2,88 2,03 0,61 1,48

Coef. Variación 0,15 0,15 0,09 0,11

Los costes incluyen los costes de emisiones de CO2 y los costes de intermediación de la eólica.

Fuente: Trabajo IUDR - FEDEA. Universidad de La Laguna. 2009

COSTES ESTIMADOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍA EN

CANARIAS

Unidad: céntimos de euro/KWh

De este análisis se desprenden las siguientes consideraciones:

1. Del conjunto de tecnologías analizado, la más barata es la eólica. Su coste

medio es de 7,17 céntimos/KWh, 16 céntimos/kwh más cara que el gas y 6,53

céntimos/Kwh más barata que el fuel. La energía eólica es competitiva en costes

aún incluyendo los costes de su interrumpibilidad para un nivel de penetración

del 20%.


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2. Las tecnologías de generación de energía más caras son el fuel–oil y el diesel-

oil. El diesel presenta un coste medio de 19,24 céntimos de euros/KWh, 5,54

céntimos más caro que el fuel (13,70 de coste medio). El diesel es el que se

utiliza para tamaños de planta muy pequeños en los sistemas insulares menores

(La Palma, La Gomera y El Hierro).

3. La fotovoltaica tiene un coste promedio similar al de fuel-oil (13,55 y 13,70

respectivamente) y menor que el fuel–oil y el diesel-oil.

Para el caso peninsular, La Comisión Nacional de Energía en 2008 publicó un informe

sobre el coste de producción de energía eléctrica. De acuerdo con los datos publicados

en este informe, y con los costes estimados podemos extraer el coste de producción

por tecnología para el conjunto nacional en el tercer trimestre de 2008:

ESPAÑA Kwh Producidos

Coste

Producción cts

euro/Kwh

Coste Total €

Régimen Ordinario 236.268.000.000 6,366 15.040.245.580

Hidráulica 21.428.000.000 3,900 835.692.000

Nuclear 58.973.000.000 4,437 2.616.632.010

Carbón 49.647.000.000 7,183 3.566.144.010

Fuel 10.691.000.000 13,700 1.464.667.000

Ciclo Combinado 95.529.000.000 6,864 6.557.110.560

Régimen Especial 37.187.000.000 8,105 3.014.157.900

Eólica 31.802.000.000 7,170 2.280.203.400

Solar Fotovoltaica 2.527.000.000 13,550 342.408.500

Cogeneración 2.858.000.000 13,700 391.546.000

TOTAL 273.455.000.000 6,602 18.054.403.480

Observamos que para la Península el coste promedio por kWh para el régimen ordinario

es inferior al régimen especial, en cambio, en Canarias la situación es inversa. En el

archipiélago el coste medio de generación de Kwh para el régimen ordinario es

notablemente superior que el coste correspondiente a la generación a través del uso de

energías renovables. Sólo la introducción del gas equilibraría la situación.

2.6.3 Precios

Según Red Eléctrica Española se entiende por Régimen Especial la producción de

energía eléctrica acogida a un régimen económico singular, procedente de instalaciones

con potencia instalada no superior a 50MW cuya generación proceda bien de la

cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no

Fuente: Elaboración Propia.


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eléctricas, siempre que supongan un alto rendimiento energético, bien de grupos que

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

biomasa o cualquier tipo de biocarburante, o de los que utilicen como energía primaria

residuos no renovables o residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con

una potencia instalada igual o inferior a 25MW, cuando supongan un alto rendimiento

energético.

El régimen especial de producción se halla regulado por el Real Decreto 661/2007,

de 25 de mayo, en el que se establece un sistema de incentivos temporales para

aquellas instalaciones que requieren de ellos para situarse en posición de competencia

en un mercado libre, excepto en el caso particular de cogeneración no superior a 1 MW

y fotovoltaica no superior a 50 MW, que sólo tienen opción de vender en mercado

regulado a tarifa, debido a que se hace necesario potenciar sus beneficios

medioambientales, habida cuenta de que sus mayores costes no les permitirían dicha

competencia.

Los principios recogidos en la Ley 54/1997,de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,

son desarrollados en el Real Decreto 661/2007 garantizando a los titulares de

instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los

consumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al

sistema eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado, por estimarse que

con ello se consigue una menor intervención administrativa en la fijación de los precios

de la electricidad, así como 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.

La actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial se caracteriza por

la posibilidad de que su régimen retributivo se complemente mediante la percepción de

una prima en los términos que reglamentariamente se establezcan, para cuya

determinación pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega

de la energía a la red, la contribución a la mejora del medio ambiente, el ahorro de

energía primaria, la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya

incurrido.

De acuerdo con este decreto se recogen las siguientes tarifas para las categorías de

régimen especial aplicadas en Canarias:


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Grupo Subgrupo Potencia PlazoTarifa regulada

cent €/kWh

Prima de

referencia

cent €/kWh

Límite

superior

cent€/kWh

Límite

inferior

cent€/kWh

primeros 25 años 44,0381

a partir de entonces 35,2305





primeros 25 años 26,9375 25,4000

a partir de entonces 21,5498 20,3200

primeros 20 años 7,3228 2,9221 8,4944 7,1275

a partir de entonces 6,1200 0,0000Instalaciones eólias ubicadas en tierra

TARIFAS REAL DECRETO 661/2007

34,3976 25,4038

SOLAR

EÓLICA

P≤100kW

100kW<P≤10MW

10<P≤50MW

Instalaciones que únicamente utilicen la

radiación solar como energía primaria mediante

la tecnología fotovoltaica.

Instalaciones que utilicen únicamente procesos

térmicos para la transformaicón de la energía

solar en electricidad

FOTOVOLTAICA

En el Real Decreto 1578/2008 de 26 de septiembre se regula la actividad de

producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para

instalaciones posteriores a la fecha límites de mantenimiento de la retribución del Real

Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Para evitar que una

retribución insuficiente haga inviable las inversiones o una retribución excesiva podría

repercutir de manera significativa en los costes del sistema eléctrico, desincentivando

la apuesta por la investigación y el desarrollo, lo que redunda en una disminución de

las expectativas. En el Decreto 1578/2008 se configura un nuevo régimen económico

basado en un mecanismo de asignación de retribución mediante la inscripción en un

registro de asignación de retribución en un momento incipiente del desarrollo del

proyecto, que dé la necesaria seguridad jurídica a los promotores respecto de la

retribución que obtendrá la instalación una vez puesta en funcionamiento.

En el régimen de instalaciones fotovoltaica se establecen para cada convocatoria unos

cupos de potencia por tipo y subtipo. De acuerdo con el Articulo 11 del Decreto

1578/2008, las tarifas que se establecen en las convocatorias que son posteriores a la

primera que sean inscritas en el registro de pre-asignación asociados a la convocatoria

n, se calcularán en función de los valores de la convocatoria anterior n-1, de la

siguiente forma:

Si P ≥ 0,75 × P0, entonces: Tn = Tn-1 [(1 − A) × (P0 − P) / (0,25 × P0) + A]

Si P < 0,75 x P0, entonces: Tn = Tn-1

Siendo:

P, la potencia pre-registrada en la convocatoria n-1.

P0, el cupo de potencia para la convocatoria n-1.

Tn-1, la tarifa para las instalaciones pre-registradas asociadas a la convocatoria n-1.


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Tn, la tarifa para las instalaciones pre-registradas asociadas a la convocatoria n.

A, el factor 0,91/m y m el número de convocatorias anuales.

Las tarifas de la primera convocatoria correspondiente al 2009 fueron:

Real Decreto 1578/2008

Tipo II: Intalaciones no incluídas en las Tipo I

TARIFA REGULADA (c€/kWk)

34,00

32,00

32,00

TIPOLOGÍA

Potencia inferior o igual a 20kW

Potencia superior a 20kW

Tipo I: Instalaciones en

cubierta, fachadas o

sobre estructuras.

Una vez resuelta la cuarta convocatoria, se han fijado los valores de las tarifas

reguladas para las instalaciones que sean inscritas en la primera convocatoria de 2010.

Para el tipo I.1 (Potencia inferior o igual a 20kW) la tarifa sigue siendo la misma, al no

haberse cubierto el 75 por ciento del cupo previsto. Por su parte, como resultado de la

potencia inscrita, y en aplicación de fórmula establecida en el artículo 11 del real

decreto 1578/2008, las tarifas de los tipos I.2 (potencia superior a 20 kw) y II serán de

31,1665c€/kWh y 28,1044 c€/kWh, respectivamente.

Asimismo, se publican los cupos de potencia para la quinta convocatoria (primera de

2010). El cupo correspondiente al tipo I.1 continuará siendo el mismo y los relativos a

los tipos I.2 y II pasan a ser de 61,64MW y 49,94MW, respectivamente, como

resultado de los excesos de potencia de la cuarta convocatoria y de la aplicación del

cupo de potencia adicional para 2010 previsto en la disposición transitoria única del

real decreto 1578/2008.

1ª Convocatoria Convocatoria 2010 Var %

Tipo I.1 34,00 28,10 -17,34%

Tipo I.2 32,00 31,17 -2,60%

32,00 31,17 -2,60%

Evolución Tarifas

Fotovoltaica

Tipo I

Tipo II

RD 1578/2008

EÓLICA

La energía eólica es una tecnología energética más madura que la fotovoltaica. En

Canarias por Ley se establece que la asignación de potencia se hará a través de


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concurso público. Esta herramienta de asignación de potencia se lleva a cabo en

algunas Comunidades Autónomas pero no es generalizado.

En Canarias, el historial de concursos eólicos es largo y tenso, debido a varias

anulaciones de concursos que han ralentizado el proceso. En la actualidad, son varios

los concursos públicos para asignación de potencia en la modalidad de nuevos parques

eólicos convocados por Orden de 27 de abril de 2007 destinados a verter toda la

energía en los sistemas eléctricos insulares canarios, que se están resolviendo, entre

ellos se encuentran:

- La Gomera:

o Orden de 3 de diciembre de 2008.

- La Palma


o Orden de 27 de abril de 2009.

o Orden de 26 de mayo de 2009.

- Lanzarote



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o Orden de 12 de mayo de 2009.

o Orden de 8 de junio de 2009.

- Fuerteventura

o Orden de 3 de marzo de 2009.

o Orden de 4 de agosto de 2009.

- Tenerife

o Orden de 15 junio de 2009.

- Gran Canaria

o Orden de 28 de julio de 2009.


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2.6.4 Por Islas.

El sistema eléctrico canario no está integrado, sino que está constituido por seis

subsistemas independientes:

- Dos grandes:

o Tenerife

o Gran Canaria

- Uno mediano:

o Fuerteventura – Lanzarote

- Tres pequeños:

o La Palma

o La Gomera

o El Hierro

La estructura tecnológica que presenta cada parque de generación en cada una de las

islas se refleja en siguiente cuadro, junto con la potencia instalada en cada uno en el

año 2006

De acuerdo con los boletines publicados por el Sistema Energético Canario para el

primer semestre del año 2009 podemos observar el alto uso de los combustibles

fósiles, en el conjunto canario el fuel representa aproximadamente el 75% del total de

combustible utilizado y se concentra principalmente en las islas capitalinas. Mientras

que el diesel es el único combustible en las islas menores de La Palma, La Gomera y El

Hierro. El sistema energético que forman las islas de Lanzarote y Fuerteventura

muestra un mayor equilibrio entre las tecnologías utilizadas para la generación de

energía. En general, en Canarias existe un uso intensivo de los combustibles, lo que

con lleva a una alta dependencia de los precios del petróleo.

Fuente: Estadísticas Energéticas de Canarias 2006. Gobierno de Canarias


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En el Plan Energético de Canarias, PECAN, se recogen los cuatro principios básicos a

seguir por el sector energético de Canarias teniendo en cuenta la situación del

archipiélago, el entorno más próximo y el entorno internacional del sector energético,

son:

a) Garantizar el suministro de energía a todos los consumidores en condiciones

óptimas en cuanto a regularidad, calidad y precio.

b) Potenciar al máximo el uso racional de la energía, lo que implica minimizar su

utilización manteniendo, tanto a nivel de la ciudadanía en su conjunto como del

sistema económico general, un nivel de satisfacción equivalente medido en

términos de calidad ambiental, impactos sociales positivos y mantenimiento de

la competitividad de nuestro tejido empresarial.

c) Impulsar la máxima utilización posible de fuentes de energía renovable,

especialmente eólica y solar, como medio para reducir la vulnerabilidad exterior

del sistema económico y mejorar la protección del medio ambiente.

d) Integrar la dimensión medioambiental en todas las decisiones energéticas

coadyuvando a progresar en el camino hacia un crecimiento sostenible de la

región.

El objetivo básico del PECAN para 2015 es alcanzar un 30% de la generación eléctrica

mediante fuentes de energía renovable.

Cinco años después de la publicación del PECAN podemos observar que en la práctica,

Canarias que llegó a estar a la cabeza en la utilización de energías renovables, se ha

quedado muy rezagada, pues prácticamente no ha puesto en marcha ni un nuevo Mw

de energía eólica en la última década. También ha sido un fracaso, la introducción del

gas como combustible de las grandes centrales en Tenerife y Gran Canaria, con los

consiguientes altos costes en términos económicos y medioambientales.


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2.7 España. Competencia extrapeninsular

En el Libro de La Energía de 2008 del Ministerio de Industria se menciona en su

introducción una referencia a como durante ese año los mercados energéticos se vieron

impulsados por un conjunto de medidas integradas de liberalización de los sectores de

gas y electricidad, de ahorro y eficiencia en la demanda y de incremento de la

participación de las energías renovables en la oferta. Se señala como objetivo que

todas estas medidas sirvan de base para alcanzar un modelo energético sostenible en

el largo plazo, y para ello se sirve de la escasez de recursos, los efectos

medioambientales, la seguridad energética, y los avances energéticos.

Este objetivo a alcanzar dentro del actual modelo energético es una ventaja para el

modelo productivo de la economía española, pero es vital considerar dentro de este

modelo los diferentes territorios que lo configuran, en particular de los sistemas

extrapeninsulares, como el canario. En este apartado se procede a presentar el coste

de producción de energía en Canarias, y para cada isla, junto con el que corresponde al

territorio peninsular. Se destacará la importancia de un modelo energético no sólo

sostenible sino también, adaptado a los territorios que presenten características

diferenciadoras.

Kwhcéntimos

euro/KwhCoste Total €

Regimen Ordinario 8.448.154.000 15,109 1.276.438.956

Fuel 6.299.384.000 13,700 863.015.608

Diesel 2.148.770.000 19,240 413.423.348

Regimen Especial 670.367.281 9,943 66.654.567

Eólica 379.000.000 7,170 27.174.300

Solar Fotovoltaica 291.367.281 13,550 39.480.267

TOTAL 9.118.521.281 14,729 1.343.093.523

Fuente: Elaboración Propia

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CANARIAS - 2008

Para cada isla el mix energético varía. El tamaño o la potencia nominal de las unidades

de generación puede determinar de forma importante los costes ya que cada tecnología

puede presentar rendimientos a escala para diferentes tamaños, modificando

considerablemente la elección del valor de los costes de inversión y el factor de

eficiencia de cada sistema aislado insular.

Al igual que para el conjunto de Canarias, se han elaborado una tabla para cada uno de

los parques de generación de energía. Para la elaboración de cada uno se han seguido


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los costes estimados por el estudio IUDR – FEDEA, los datos de los boletines de

Sistema Eléctrico Canario y para las producciones de energía eólica y fotovoltaica se ha

utilizado el Plan Energético de Canarias (PECAN). Se ha distribuido en dos bloques, uno

para los parques de generación de mayor tamaño y otro para de las islas menores.

- BLOQUE I: Gran Canaria, Tenerife y Lanzarote – Fuerteventura.

Gran Canaria Kwhcéntimos


Regimen Ordinario 3.467.492.000 13,992 485.183.469

Fuel 3.189.582.000 13,700 436.972.734

Diesel 277.910.000 17,348 48.210.735


Eólica 230.129.000 7,170 16.500.249


TOTAL 3.717.551.661 13,568 504.384.323


Tenerife Kwhcéntimos



Fuel 2.926.690.000 13,700 400.956.530

Diesel 294.312.000 17,348 51.056.089


Eólica 87.530.482 7,170 6.275.936


TOTAL 3.479.366.718 13,837 481.436.594


Lanzarote-Fuerteventura Kwhcéntimos



Fuel 183.112.000 13,700 25.086.344

Diesel 1.207.198.000 19,240 232.264.895


Eólica 44.802.310 7,170 3.212.326


TOTAL 1.503.129.645 17,948 269.779.914


En este bloque se incluyen las dos islas capitalinas y el sistema energético de

Lanzarote y Fuerteventura. Las islas capitalinas presentan el coste más bajo por

KWh producido y a su vez hacen uso más intensivo de las energías en régimen

especial. Para Tenerife y Gran Canaria el coste de producción por Kwh para el

diesel se sitúa en 17,348 cts euro/kwh, una nivel más bajo que el resto de



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parques de generación del archipiélago, dadas las características técnicas y las

dimensiones que presentan las instalaciones en estas dos islas.

- BLOQUE II: La Palma, La Gomera y El Hierro.

La Palma Kwhcéntimos


Regimen Ordinario 259.726.000 21,500 55.841.090

Fuel 0 0

Diesel 259.726.000 21,500 55.841.090


Eólica 15.574.208 7,170 1.116.671


TOTAL 291.118.193 20,301 59.101.098


El Hierro Kwhcéntimos



Fuel 0 0

Diesel 40.690.000 24,210 9.851.049

Regimen Especial 1.401.079 11,492 161.009

Eólica 452.000 7,170 32.408

Solar Fotovoltaica 949.079 13,550 128.600

TOTAL 42.091.079 23,787 10.012.058


La Gomera Kwhcéntimos



Fuel 0 0

Diesel 68.934.000 23,500 16.199.490


Eólica 512.000 7,170 36.710


TOTAL 85.263.985 21,556 18.379.537


Las islas de este bloque se caracterizan por ser los sistemas energéticos más pequeños

del archipiélago, ser intensivos en el uso de combustible diesel y hacer el menor uso de

energías en régimen especial. Es por eso que estos parques de generación, la

producción de diesel es más costosa. Para dar un coste de generación a través de

diesel se ha seguido una relación coste diesel – potencia unitaria. De acuerdo con esto,

la potencia unitaria media para La Palma, La Gomera y El Hierro es 7,25Mw, 3.2Mw y


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1,25 Mw respectivamente. En este último caso, es la isla de La Palma la que apuesta

por un mayor uso de estas tecnologías pero su producción solamente alcanza el 11%

de la generación de energía total de la isla. La isla con el mayor coste por Kwh del

archipiélago es El Hierro.

Del análisis de los seis sistemas energéticos se extrae la conclusión de que aquellos

que presentan un mayor coste por Kwh producido son los correspondientes a las islas

pequeñas y dentro de este colectivo, la isla de El Hierro con un coste de 23,78

céntimos de euro por Kwh. La isla con el menor importe por KWh es Gran Canaria, con

13,56 céntimos de euro.

Al comparar los cuadros de coste del conjunto español y el correspondiente al conjunto

del archipiélago se observa que el coste de producción de energía para Canarias es un

122% superior que el coste de producción para todo el territorio nacional.

Comparativa 2008 Kwhcéntimos


España 303.421.000.000 6,643 20.155.020.080

Canarias 9.316.000.000 14,753 1.374.368.800

Gran Canaria 3.717.551.661 13,568 504.384.323

Tenerife 3.479.366.718 13,837 481.436.594

Lanz-Fuerte 1.503.129.645 17,948 269.779.914

La Palma 291.118.193 20,301 59.101.098

La Gomera 85.263.985 21,556 18.379.537

El Hierro 42.091.079 23,787 10.012.058


Esta situación puede vincularse con la actuación recogida en el Real Decreto Ley

6/2009 de 30 de abril, por el cual se establece un sistema para la financiación del

sobrecoste de generación en el régimen extrapeninsular que, de forma escalonada, se

financiará en el futuro por los Presupuestos Generales del Estado y dejará de formar

parte de los costes permanentes del sistema. Es decir, las compensaciones que reciben

los sistemas extrapeninsulares pasarán a partir de 2010, y de forma progresiva, a los

Presupuestos Generales del Estado. Este trasvase supone intercambiar déficit de tarifa

por déficit público. La incorporación será paulatina en los Presupuestos: un 17% en

2010 hasta alcanzar el 100% en 2014. En los Presupuestos para el 2010, dentro de la

partida de industria ya aparece una transferencia de capital de 256.4 millones

destinados a sufragar el 17% de 2010.


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El total de la compensación del sobrecoste de todos los sistemas energéticos

extrapeninsulares (Baleares, Canarias y Ceuta y Melilla) fijado en el RDL 6/2009

alcanza la cifra 1.505,88 millones de euros, aunque no se ha facilitado la información

desagregada correspondiente a Canarias. En función de la diferencia de 8,110 c€/kwh

del coste de producción entre la comunidad canaria y el conjunto nacional, y la

producción de 9.316 Mwh de Canarias en el 2008, para ese año se estima un

sobrecoste para Canarias de 737.387.327 euros.


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3. Conclusiones y propuestas.

3.1 Territorio diferente. Legislación diferente.

La problemática energética que Canarias presenta respecto al territorio peninsular se

resumen en las siguientes singularidades:

1- Sistemas pequeños no interconectados.

El aislamiento obliga a mantener una mayor capacidad de generación energética

para asegurar adecuadamente el suministro, no permitiendo aprovechar las

posibilidades que suponen las interconexiones eléctricas, que posibilitan una mayor

estabilidad del sistema. Canarias cuenta con seis sistemas insulares aislados y

desconectados entre sí.

En la península las conexiones entre las distintas zonas y tipos de generación

eléctrica aseguran una mayor disponibilidad de suministro ante una posible caída

puntual del sistema. Igualmente cuenta con las conexiones con Portugal y Francia.

El siguiente gráfico muestra los saldos de intercambios de energía entre las

distintas comunidades autónomas de la Red Eléctrica Española


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2- Generación basada en productos petrolíferos.

Las principales tecnologías de generación de energía de Canarias que se aplican

giran en torno a los combustibles fósiles, derivados del petróleo, en concreto gasoil,

diesel oil y fuel oil. Esto hace al sistema energético canario vulnerable ante los

cambios en el precio del petróleo, sobre todo para los combustibles más ligeros

(gasoil), ya que su precio es mayor y más volátiles que el de los pesados (fuel oil).

Esto muestra nuestra alta dependencia a estos combustibles y su alto coste

repercute en el coste total del sistema eléctrico canario.

3- Limites al tamaño de las centrales por seguridad.

Una de las características del sistema energético es la imposibilidad de almacenar

energía en grandes cantidades. El equilibrio estático del sistema requiere que la

suma de la potencia demandada en un instante sea igual a la suma de potencia

suministrada por generación menos las pérdidas producidas en toda la red. Las

variaciones temporales diarias, mensuales y estacionales pueden ser más o menos

predecibles, siendo más fluctuante la demanda de los consumidores residenciales

que la de los industriales.

Así la generación de energía debe responder a dichas variaciones en cualquier

momento, no solo para servir a los consumidores sino también para evitar daños al

propio sistema. Dada la volatilidad de la demanda en el corto plazo, los sistemas

pequeños son más inflexibles que los grandes.

En este sentido en la isla de El Hierro se ha propuesto un sistema de almacenaje de

energía renovable que estabilice los posibles desajustes eléctricos, evitando subidas

o bajadas que hagan caer la red. Para ello se ha desarrollado un sistema hidro-

eólico, basado en los modelos de las centrales de Creta y Madeira, cuya vía es

similar a la propuesta para EL Hierro.

4- Mayores costes de inversión y de explotación (transporte, materiales,

equipo y combustibles).

Dado el escaso tamaño de la demanda en los sistemas energéticos de las islas

menores, en comparación con la Península es más complicado el aprovechamiento

de las economías de escala que se producen al aumentar el tamaño de las plantas

generadoras de energías.


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5- Territorio reducido. Dificulta la disponibilidad de ubicaciones sin

afectación medioambiental.

En síntesis el problema fundamental es que si se quiere legislar igual para dos

realidades diferentes, el resultado llevará a que en decisiones relevantes prevalezca la

casuística del de mayor tamaño, por su mayor repercusión. La Ley de Economía

Sostenible supone, igualmente una oportunidad en este sentido.

Se prevé una legislación específica para los sistemas extrapeninsulares a través de la

disposición final vigésimo séptima del Anteproyecto de ley de Economía Sostenible

aprobado por el Consejo de Ministros el pasado 27 de noviembre. A través de esta

actuación se apoya a los principios de ahorro y eficiencia energética:

- Garantía de la seguridad del suministro.

- La eficiencia económica.

- Respeto al medio ambiente.

Las vías que se abren giran en torno al compromiso de elaboración de una planificación

integral del sistema eléctrico, que asegure la sostenibilidad económica, energética y

medioambiental del mercado eléctrico. Esta planificación desarrollará, entre otros, los

siguientes principios: maximización de la participación de las energías renovables en la

cesta de generación eléctrica, reducción de la participación de las energías con mayor

potencial de emisiones de CO2, y garantía de la seguridad de suministro y estabilidad

de la red. La Conferencia Sectorial de Energía como órgano de coordinación entre el

Estado y las CCAA en materia de preparación, desarrollo y aplicación de la planificación

estatal sobre energía, puede considerarse una herramienta de apoyo en este proceso

de cambio de regulación.

La promulgación del Real Decreto – Ley 6/2009 abre una nueva puerta a los sistemas

extrapeninsulares con el traslado del déficit de energía a los Presupuestos Generales

del Estado. Pero este sistema puede implicar un peligro a medio plazo, esto se debe a

que la compensación se encuentra incluida en los Presupuestos como transferencias, lo

cual puede llevar a que acabe imputándose directamente a las Comunidades

Autónomas.


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3.2 Eliminación de Cupos.

En España la legislación en materia energética de Régimen Especial ha generalizado un

sistema de cupos máximos de conexión a la red por cada una de las distintas fuentes

generadoras de energía renovable.

Este sistema de cupos a escala nacional se ha establecido por dos motivos:

1.- Garantizar la estabilidad del sistema.

Dado que la energía producida no puede almacenarse, la generación de energía

eléctrica debe ajustarse en cada momento a la demanda.

En el caso de la energía eólica no se puede generar energía a voluntad, sino que la

producción eléctrica depende de la fuerza del viento de cada zona geográfica. Debe

existir un “pool” de fuentes energéticas disponibles para satisfacer la demanda en un

momento dado.

Sin embargo, dado que el desarrollo de las energías renovables en Península

evoluciona más rápido que en Canarias, las consecuencias pueden ser negativas en

régimen especial para el archipiélago. El caso más reciente lo encontramos en el

Acuerdo del Consejo de Ministros del pasado 3 de noviembre de 2009, por el cual se

cierra el proceso de inscripciones a nivel nacional por alcanzarse el límite fijado en el

Plan de Energías Renovables, PER. Esto lleva a que los concursos de asignación de

potencia eólica de Canarias que se encuentran pendientes de resolución se hayan

quedado nuevamente parados hasta que se vuelva a abrir la asignación, prevista para

2012. Finalmente, el acuerdo del día 13 de diciembre de 2009 del Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio se establece mediante Acuerdo del Consejo de Ministros,

la finalización del proceso de inscripciones para las tecnologías eólica y solar

termoeléctrica, al superar los objetivos de Plan de Energías Renovables 2005-2010. El

acuerdo pretende garantizar la sostenibilidad económica y técnica del sistema. Este

arreglo tiene alcance nacional, y para Canarias se traduce en lo contrario de lo que

garantiza, en una pérdida de sostenibilidad económica y técnica, al poner límites a la

generación eléctrica a través de régimen especial, la cual para Canarias se traduce en

unos costes de producción inferiores a los que se obtienen a través de la generación

con régimen ordinario.

El PECAN estima que en Canarias puede generarse desde fuentes renovables el 30% de

la energía eléctrica sin que la estabilidad del sistema se vea afectada. Actualmente este


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porcentaje no alcanza el 6% así que existe un amplio margen de crecimiento las

plantas de energías renovables en el archipiélago hasta alcanzar ese porcentaje.

2.- Coste Económico de las energías renovables.

En la Península el coste medio de la generación de energía en el régimen ordinario es

de 6,366 céntimos de €/Kwh, mientras que las primas pagadas por energía generada

de fuentes eólica y fotovoltaica superan ese coste.

Sin embargo, en Canarias el coste medio de la generación de energía eólica es inferior

frente al régimen ordinario en todas las islas, y el de la fotovoltaica es mucho menor a

la de la ordinaria en las islas menores y algo más reducido en las islas mayores.


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3.3 Propuestas

De acuerdo con estos datos proponemos:

1) Establecer una legislación diferenciada para las energías del régimen

especial en Canarias, dado el carácter aislado y fragmentado de su sistema

energético. Se propone utilizar la vía abierta en la disposición final vigésimo

séptima del Anteproyecto de ley de Economía Sostenible para transferir esta

competencia a la Comunidad Autónoma.

2) Para la elaboración de este nuevo marco legislativo, se recomienda contar con la

colaboración del sector creando a tal fin un Comité de Seguimiento entre la

Consejería de Industria y AEI-Clúster RICAM.

3) Para cada energía renovable, encomendar a la Consejería de Industria para

que, contando con el asesoramiento de Red Eléctrica Española, así como los

operadores y productores, que establezca el límite máximo que la red de

cada uno de los sistemas energéticos insulares podría absorber sin poner

en peligro la estabilidad del sistema. Este límite máximo se convertiría en el

objetivo a alcanzar por cada energía renovable con el fin de reducir el coste

energético en las islas. Transitoriamente, mientras se calculan estos límites

podrían fijarse los establecidos en el PECAN, en el que, por ejemplo, se estima

que el 30% de la energía del sistema eléctrico podría ser producida por energía

eólica. De ser así, el ahorro aproximado se estima en unos 300 millones de

euros.

IslasDemanda

Estimada KWh

Coste total Actual

€

Coste Total - 30%

Energ. Primaria% Diferencia Diferencia €

Lanz- Fuerte

La Palma

La Gomera

El Hierro

Gran Canaria

Tenerife

Total Canarias 11.820.000.000 1.353.922.212 1.053.156.473 -22,21% -300.765.739

Fuente: Elaboración propia

780.547.836

-84.663.970

-216.101.769

-23,70%

-21,68%

2.407.000.000 357.272.606 272.608.636

9.413.000.000 996.649.605

4) De cara al futuro, eliminar el sistema de concursos para las asignaciones de

potencia eólica dado que, en las CC.AA. donde se han utilizado (Galicia,

Extremadura y Canarias), han demostrado ser una fuente de inseguridad

jurídica para el sector y de retrasos injustificados en el desarrollo de esta fuente

de energía.


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5) Mantener las retribuciones definidas en el marco regulatorio actual al menos

hasta que no se alcancen los objetivos del Plan Energético de Canarias para

cada una de las tecnologías del régimen especial.

6) Para el segmento de energía fotovoltaica para edificación residencial y la

eólica de baja potencia, cuyo potencial de futuro es prometedor se propone el

sistema desarrollado para ASIF (Asociación de la Industria Fotovoltaica) por

KPMG en el informe “Acercándonos a la paridad de red”.

Este informe se plantea implementar a partir de 2012 un marco regulatorio que

contemple una tarifa regulada y una compensación por autoconsumo como

incentivos. Para favorecer la implantación de este sistema se refleja en el

informe la necesidad de una simplificación en la tramitación administrativa con

el fin de que los usuarios domésticos puedan acceder a ella.

El sistema se divide en dos fases:

1.- De 2012 a 2015. Dada la rápida evolución tecnológica en el campo

de la energía fotovoltaica y el crecimiento esperado de los precios de la

electricidad para los usuarios domésticos, se estima que el precio de

referencia de ésta última superará la tarifa de retribución (que ellos

llaman “Fit Net-Metering”) en el año 2015. Durante este periodo se

propone:

- Tarifa regulada. Retribución durante 25 años con una tarifa por kWh

de electricidad inyectada en la red establecida en el momento de

inscripción en el RPR que se actualiza con el IPC (minorado en un

50%). La tarifa base se reducirá cada año desde el 2012 al 2015,

pasando de 23,7 c€ por Kwh suministrado a la red en 2012 a 18,1 c€

por Kwh en 2015.

- Compensación por autoconsumo “FiC”: Se compensa la energía

autoconsumida con la FiC, que es igual a la diferencia entre la tarifa

FiT Net-Metering asociada al momento de inscripción en el RPR,

(debidamente inflacionada como se explica en el punto a), y el precio

de referencia de la electricidad correspondiente. Esta FiC se reduce


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con el tiempo debido a que el incremento del precio de referencia de

la energía eléctrica es superior al incremento de la FiT Net-Metering.

2.- De 2016 en adelante. En el sistema retributivo para el segmento de

edificación después de 2015, la retribución consta de una única parte,

esta es, la retribución a la energía excedentaria mediante una FiT Net-

Metering durante 25 años que se actualiza con el IPC. Por la energía

autoconsumida, el productor/consumidor no percibe ninguna

compensación, pero por la energía que autoconsumiera se ahorraría la

diferencia entre el precio de referencia de la electricidad y el coste de

generación fotovoltaica.

La FiT Net-Metering para las nuevas instalaciones se va reduciendo anualmente

hasta llegar a paridad de red, debido, entre otros, a las mejoras de eficiencias y

reducción de costes esperadas. Adicionalmente, la FiC por autoconsumo también

se reduce, debido al incremento del precio de referencia de la electricidad.

7) Potenciar los parques eólicos de baja potencia y la fotovoltaica sobre

cubierta mediante la reducción de los trámites administrativos y de los costes

previos a la asignación de potencia, derivados del sistema de cupos. El alto

volumen de trámites, así como los elevados costes en los que hay que incurrir


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antes de saber si el inversor podrá entrar dentro de un cupo, o por el contrario

quedar fuera, desincentiva la puesta en marcha de nuevos proyectos. Con la

eliminación del sistema de cupos, los flujos administrativos se verán reducidos y

los costes pasarán de ser previos, a ser directos a la adjudicación.

8) En este sentido, si dentro de ese marco regulatorio canario se decidiera

establecer algún mecanismo de cupos con preasignación de potencia, los

requisitos deberían limitarse únicamente a la autorización administrativa con un

informe urbanístico favorable y al aval, eliminando la necesidad del coste de una

licencia de obras para proyectos que pueden no llegar a ponerse nunca en

marcha y que, en todo caso, habría que solicitar una vez asignada la potencia.


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3.4 Conclusiones

1.- El Sistema Eléctrico Canario, contrariamente a lo que ocurre en todo el territorio

Peninsular o Continental es un sistema doblemente aislado. De hecho, cada isla es un

sistema en sí mismo, salvo Lanzarote y Fuerteventura que conforman una única

unidad. Por tanto, el resto de Comunidades Autónomas, se transfieren entre sí energía,

e incluso Francia inyecta energía a España y ésta a Portugal. Este proceso de

intercambios de energía está vedado en Canarias y por tanto, las consecuencias sobre

todas las variables relevantes, son incuestionables.

2.- Relacionado con lo anterior, el tamaño de las plantas de producción son más

pequeñas y en general menos eficientes. Incluso las diferencias de coste de producción

de un Kw/h entre islas varía 13,7 € por Kw/h en Gran Canaria y 21,5 € en la Gomera.

En cualquier caso, según nuestras estimaciones el coste medio de producir energía

convencional (no renovables) en Canarias es más del doble que en el resto de España.

Este sobrecoste no es nulo, consecuencia de la menor escala de las centrales, sino

especialmente del combustible empleado para alimentar las mismas. En particular, la

paralización del Gas natural como fuente de alimentación de las plantas de Gran

Canaria y Tenerife es dramático desde el punto de vista del coste económico y

medioambiental de ambos Sistemas.

3.- Hasta ahora, la regulación de precios, hacía que el propio pool eléctrico ajustara

internamente los costes, transfiriendo a la empresa Endesa los déficit generados

(diferencia entre los costes y el precio) en los denominados Sistemas Extrapeninsulares

(Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla).

Sin embargo, la Ley de Presupuestos Generales del Estado para 2010, introduce una

partida específica, que transparenta los sobrecostes del Sistema Canario. Este hecho,

es preocupante porque políticamente no es neutral. Cuando termine el proceso de

transparentar en los Presupuestos la totalidad del sobrecoste, éste rondará los mil

millones de euros/año. Cantidad tan sustancial, que representa más de la cuarta parte

de lo que corresponde a Canarias en la financiación autonómica. Las tentaciones para

computar todo ó parte del sobrecoste eléctrico, en el monto de la financiación

autonómica global, no debe ser depreciado.

4.- Las energías renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, está reguladas en

lo que se denomina “Régimen Especial”. En esencia, la estructura se basa en dos


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pilares. Por un lado, el Estado fija un precio primado para los productores, y por otro,

establece unos cupos máximos. Contrariamente, a lo que ocurre con el “Régimen

Ordinario” no hay diferencias entre Canarias y el resto de Comunidades Autónomas: los

precios primados son los mismos y los cupos son de ámbito estatal.

Puede darse el caso, por tanto, que si otras Comunidades van más rápido en la

implantación de renovables, como es el caso, se cierre el cupo y Canarias quede

rezagada irremediablemente. Por tanto, es necesario establecer diferencias entre

Comunidades y fijar criterios de limitación de cupo diferentes.

5.- La circunstancia anterior es grave y dolorosa para todos y deriva de la secular

costumbre de legislar igual para diferentes. Recuerda esta realidad a la propiciada por

la Ley Estatal de Carreteras, que al estimar de “interés general” aquellas que

atravesaran dos o más Comunidades Autónomas, excluyó de un plumazo a todas las de

Canarias.

Y hacemos esta afirmación tan rotunda, porque a la vista de los actuales costes de

producción de las centrales en Canarias, el precio primado de la eólica es

sustancialmente más barato, e incluso la fotovoltaica puede ser eficiente en las islas

menores. Por consiguiente, el sistema de cupos debería ser abolido en Canarias, pues

su objetivo de estabilidad financiera exige más renovables y no menos (en la página 52

se encuentra un cuadro con el coste medio por tecnología (cents.Euro/Kwh) y en la

página 50 un gráfico donde se estructura el coste de generación de cada una). Incluso

un sistema de primas más elevado para la fotovoltaica tiene sentido económico en las

islas.

La abolición de los cupos implica una reducción en los trámites administrativos, que en

gran medida llegan a ser excesivos y unidos a los correspondientes costes previos, son

razón de peso para abandonar el proceso, al no ofrecer garantías de que los

movimientos realizados lleven a una adjudicación directa de potencia.

6.- Al eliminar el sistema de cupos es importante fijar un límite a la capacidad. Por ello

se debe realizar un cálculo de la capacidad de absorción de cada uno de los seis

parques de generación de Canarias, para poder fijar el margen de seguridad que

garantice el suministro energético con un bajo coste de interrumpibilidad. Como

complemento existen sistemas vigentes en otros parques del territorio nacional, como


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son los sistemas de almacenamiento de energía y de previsión, como son los aquellos

que se encarga de regular las subidas y bajadas en la intensidad del viento.


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Notas y referencias legales en la obra.

1 Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. BOE n.º 285, de 28 de

2

Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 19 de diciembre de 1996

sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. Diario Oficial n° L

027 de 30/01/1997 p. 0020 - 0029

3 Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de

noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva

2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre

normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

4 DIRECTIVA 2003/54/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 26 de junio

de 2003 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que

se deroga la Directiva 96/92/CE. Diario Oficial de la Unión Europea.

5 Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas

eléctricos insulares y extrapeninsulares. BOE, 29 de Diciembre de 2003 (núm 311).

6 REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE número 126 de 26/5/2007,

páginas 22846 a 22886 (41 págs.) 7 REAL DECRETO 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de

producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para

instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real

Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. 8 REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE número 126 de 26/5/2007,

páginas 22846 a 22886 (41 págs.). 9

El 26 de agosto de 2005 fue aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros el Plan de

Energías Renovables para el período 2005-2010. 10 Plan de Energías Renovables 2011-2020 (PER). (Informe de previsión). Enero 2010. 11 DIRECTIVA 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 23 de abril de

2009 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.

05/06/09 Diario Oficial de la Unión Europea L 140/16 de 5 de junio de 2009. 12

Ley 6/2009, de 3 de julio, por la que se modifica el Estatuto Legal del Consorcio de

Compensación de Seguros, aprobado por Real Decreto Legislativo 7/2004, de 29 de

octubre, para suprimir las funciones del Consorcio de Compensación de Seguros en

relación con los seguros obligatorios de viajeros y del cazador y reducir el recargo

destinado a financiar las funciones de liquidación de entidades aseguradoras, y el texto

refundido de la Ley de ordenación y supervisión de los seguros privados, aprobado por

Real Decreto Legislativo 6/2004, de 29 de octubre. BOE de 7 de Mayo de 2009. 13 Gobierno de Canarias. PECAN (2006-2015). BOC Nº 102. Martes 22 de Mayo de

2007 – 790.


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14 ORDEN ITC/1673/2007, de 6 de junio, por la que se aprueba el programa sobre

condiciones de aplicación de aportación de potencia al sistema eléctrico de

determinados productores y consumidores asociados que contribuyan a garantizar la

seguridad de suministro eléctrico. BOE 140 de 12/06/2007, Sec 1, Pág 25368 a 25370. 15

Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de

2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de

gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva

96/61/CE del Consejo. Diario Oficial de la Unión Europea. 16

Decisión 2002/358/CE del Consejo, de 25 de abril de 2002, relativa a la aprobación,

en nombre de la Comunidad Europea, del Protocolo de Kioto de la Convención marco

de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, y al cumplimiento conjunto de los

compromisos contraídos con arreglo al mismo.

17 Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero. BOE 059 de 10/03/2005 Sec 1 Pág 8405 a 8420.

18

REAL DECRETO 60/2005, de 21 de enero, por el que se modifica el Real Decreto

1866/2004, de 6 de septiembre, por el que se aprueba el Plan nacional de asignación

de derechos de emisión, 2005-2007. BOE 19 de 22/01/2005 Sec 1 Pág 2666 a 2669.

19

Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 19 de diciembre de

1996 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. Diario Oficial

n° L 027 de 30/01/1997 p. 0020 – 0029. Diario Oficial de la Unión Europea. 20

DIRECTIVA 2001/77/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO 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. Diario Oficial L

283, 27/10/2001, p. 33. Diario Oficial de la Unión Europea. 21


octubre de 2003 por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de

emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la

Directiva 96/61/CE del Consejo. Diario Oficial de la Unión Europea. 22 DIRECTIVA 2004/8/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 11 de

febrero de 2004 relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de

calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se modifica la Directiva

92/42/CEE. Diario Oficial de la Unión Europea.

23 Directiva 92/42/CEE del Consejo, de 21 de mayo de 1992, relativa a los requisitos

de rendimiento para las calderas nuevas de agua caliente alimentadas con

combustibles líquidos o gaseosos. Diario Oficial de la Unión Europea. 24


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. Diario Oficial L

283, 27/10/2001, p. 33. Diario Oficial de la Unión Europea.


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25 Comisión Nacional de Energía (CNE). 12/01/2009

26

Paquete de Energía Renovable y Cambio Climático. Diciembre 2008. El Boletín de

Biocombustibles del IICA – Argentina. Comisión Europea de la UE.

27 DIRECTIVA 2009/28/CE DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO 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. Diario

Oficial de la Unión Europea.

28 LEY 82/1980, DE 30 DE DICIEMBRE, SOBRE CONSERVACIÓN DE LA ENERGÍA

(BOE DE 27-01-1981). (num. 0023).

29

Ley 40/1994, de 30 de diciembre, de ordenación del sistema eléctrico nacional.

(BOE, de 31 de diciembre de 1994).

30 Comisión Nacional del Sistema Eléctrico. RD 2366 / 94, de 9 de diciembre, sobre

producción de energía eléctica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables.

31 Comisión Nacional del Sistema Eléctrico. RD 2366 / 94, de 9 de diciembre, sobre

producción de energía eléctica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables.

32 REAL DECRETO 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía

eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables,

residuos y cogeneración. BOE 30-12-1998, núm. 312, [pág. 44077].

33 El Plan de Fomento de Energías Renovables (PFER) aprobado por el Gobierno el 30

de diciembre de 1999. Comisión Nacional de Energía.

34 REAL DECRETO 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía

eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables,

residuos y cogeneración. BOE 30-12-1998, núm. 312, [pág. 44077 a 44089].

Análisis sobre costes de energía en Canarias - RICAM

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