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Desequilibrios del sector eléctrico. Retos a afrontar
José Casas MarínLas Jornadas de la RAI
1. Resumen e impacto de las medidas regulatorias aprobadas en 2012 y del Proyecto de Ley
2. El déficit tarifario es causado por las primas excesivas a ciertas tecnologías del régimen especial
3. Se hace económicamente inviable la generación extrapeninsular actual y futura
4. La generación convencional no puede soportar impuestos ni gravámenes adicionales
5. El impacto del Proyecto de Ley no puede recuperarse en el mercado
6. El Proyecto de Ley distorsiona la competencia internacional
7. Las medidas propuestas supondrán el cierre del parque nuclear y de carbón
8. Se debe establecer un céntimo verde a las gasolinas y gasóleo
2
El Proyecto de Ley supondrá un esfuerzo de 3.408 M€centrado en su mayoría en la generación tradicional
3
Impuesto a la producción de energía eléctrica
▪ Impuesto generalizado a la producción de régimen ordinario y especial equivalente al 6% (7% si prospera enmienda presentada en el Senado)
▪ Girará sobre todo el ingreso percibido (mercado, primas, retribuciones reguladas, garantía potencia,…)
Canon hidráulico▪ 22% del valor de la producción (11 €/MWh con un mercado a 50
€/MWh)▪ Reducción del 90% para instalaciones con potencia < 50 MW y
bombeos, y otras instalaciones por razones de política energética
Otros aspectos
▪ La producción termosolar con combustibles fósil no será primada▪ Los impuestos y tasas podrán ser revisados▪ Si los hechos imponibles ya están gravados por CCAA y éstas
reducen sus ingresos, se prevén mecanismos de compensación▪ Los ingresos obtenidos se integrarán en los PGE y podrán ser
destinados a financiar determinados costes regulados
Tasa nuclear
▪ Impuesto sobre producción de combustible gastado (2.190 €/kg) y residuos radiactivos (6.000 euros/m3 para baja y media actividad y 1.000 €/m3 para muy baja actividad). Aproximadamente 5 €/MWh
▪ Impuesto sobre almacenamiento de combustible gastado y residuos en instalaciones centralizadas (a pagar por el ATC). Se repercutiráeventualmente en la tasa de la 2a parte del ciclo de combustible nuclear
619 M€ RO147 M€ SEIE672 M€ RE
269 M€
159 M€
Impuestos especiales.Céntimo verde
▪ Gas natural (excluido el uso profesional no eléctrico si prospera enmienda presentada en el Senado): 4,6 €/MWhe.
▪ Carbón: Se elimina exención para generación eléctrica y se incrementa su tipo impositivo: 7 €/MWhe
▪ Fuel-oil (12,00 €/t) y gasóleo (29,15 €/1.000 l) para producción
283 M€
1.258 M€
Impacto Total*
*Estimaciones realizadas antes de las enmiendas presentadas en el Senado
Estas medidas se suman a los RDL aprobados en 2012, que afectan sobre todo a la generación SEIE y distribución
4
RDL 20/2012▪ Generación extrapeninsular: Reducción tasa de retribución y
remuneración por O&M, no retribución de inversiones recurrentes
RDL 13/2012
▪ Reducción de la retribución de distribución▪ Reducción de los pagos por capacidad y reducción de la retribución
a las centrales de carbón nacional obligadas a quemar los cupos del Plan de la Minería
▪ Generación extrapeninsular
100 M€
657 M€
130 M€
59 M€
▪ El RDL 13/2012 recorta los ingresos de la distribución a partir de una serie de cálculos teóricos realizados por la CNE que contienen varios errores
▪ Los 5.318 M€ de retribución de la distribución para las empresas de UNESA, se reducen a una retribución de 4.661 M€, incluyendo gestión comercial
▪ Se argumenta que no se deben retribuir los activos amortizados, pero el procedimiento se aplica erróneamente
▪ Se consolida la distribución española como la peor retribuida de Europa, poniendo en peligro las inversiones transformacionales de la red y el mantenimiento
Remuneración de la distribución en Europa2009-2010. €/MWh
30
30
27
25
22
21
21
21
20
19
19
Ø 22
España (proforma tras RDL 13/2012)2
España
Grecia
Reino Unido
Italia
Italia (proforma 199/11)1
Alemania
RIIO
Holanda
Noruega
Francia
Portugal
Irlanda
16
Dinamarca
19
Impacto Total
Tasa hidráulicaNo prima termosolar con combustible fósil
15952 94 146 0 0
2830 0 0 283 0
14
0
Las medidas de 2012 recaudarán 2.799 M€ de las eléctricas tradicionales
5
TotalResto Total Régimen especial1
Otras medidas
Impuesto generaciónRégimen OrdinarioSEIERégimen Especial
Céntimo verde GN, carbón, FO y GOTasa nuclear
Medidas impositivas propuestas
1.438619147672
37620714722
487368
0119
863575147141
53200
532
1.258264 312 576 0 631
269122 146 269 0 0
3.408813 1.040 1.853 815 631
846846355355 491491 846846 00 00
150150100100 00 100100 00 00
4.4044.4041.2681.268 1.5311.531 2.7992.799 815815 631631
RDL 13/2012
RDL 20/2012
Total medidas
1 Excluido RE de empresas UNESA (141 millones de €) incluido en los impactos de cada una
M€Résto R.O.
444400
52
0
109
00
5050
159159
El peso de las medidas recae mayoritariamente sobre el sector eléctrico tradicional
El Proyecto se suma a dos RDL que afectaron exclusivamente a las eléctricas tradicionales
00-- -- 00 00 00RDL 1/2012 00
0000
8.335 M€19.0 %
8.420 M€19,2 %
7.300 M€
16,6 %
El déficit se debe a unos costes de acceso muy superiores a los ingresos por peajes
La tarifa soporta muchos costes de política energética: régimen especial, anualidades del déficit, etc.
6
Energía
Red y otroscostes
regulados
RégimenEspecial
Impuestos
17.000 M€
38,7 %
13.684 M€
4.863 M€
Déficit detarifas
18.547 M€
Costes deacceso Ingresos
porpeajes de
acceso
Traspaso del precio de mercado a los clientes
Tarifas fijadas por el Gobierno
Previsión 2012, M€
• El déficit de tarifa aparece porque los ingresos por peajes de acceso no cubren todos los costes regulados y de política energética
• La diferencia se recupera en la tarifa de los 10-15 años siguientes
• El déficit significa que los consumidores no pagan el suministro eléctrico al contado, sino “a plazos”, financiados por las empresas de UNESA
2.327 M€
500 M€
AnualidaddéficitOtros
43.882 M€
5,3 %
Las primas del Régimen Especial y las anualidades del déficit son los costes que más han crecido
A pesar de ello, el esfuerzo de las medidas recae en la generación convencional
7
Régimen ordinario
Régimen especial
Transporte
(M€)
(M€)
(M€)
2005 2010
Coste medio de acceso (€/MWh)(M€)Déficit acumulado
12.678 9.175
3.040 3.072
922 1.397
%Incr.
-28%
0%
52%
31,9 50,3 58%
6.274 25.789 311%
Anualidades déficit (M€) 227 1.833 707%
Total energía (a precio de mercado) (M€) 15.718 12.247 -22%Distribución (M€) 3.881 5.272 36%
∆D*∆IPC
32%
Primas régimen especial (M€) 1.246 7.134 473%
Total costes regulados (M€) 7.451 18.272 145%
Otros (M€) 1.175 2.636 124%
Las ayudas al régimen especial son el coste regulado más importante
Los importes de cada año superan sistemáticamente las previsiones
*La CNE no desglosa entre termosolar y la fotovoltaica antes de 2010 Informe mensual de ventas de energía del régimen especial (CNE 26-jul-12), 2012 y 2013 estimación propia
8 La reforma planteada no ataca el problema del sobrecoste de las
energías renovables que soporta la tarifa de acceso
Evolución del sobrecoste del régimen especial (M€)
1.2431.785
3.375
6.174
7.134 6.911
1.245
Resto
Cogeneración
Eólica
Termosolar*
Fotovoltaica*
8.2508.785
2.285
Crecimiento medio anual
del 24%
El coste de las renovables para el consumidor español era el más alto de la UE ya en 2009
9
España es el país europeo en el que los consumidores eléctricos asumen un mayor coste por apoyar a las energías renovables, aunque otros países tengan
penetraciones de renovables también muy elevadas
Fuente:CEER report on Renewable Energy Support in Europe. Ref: C10-SDE-19-04a. 4-May-2011.
5.750 M€22,49
10,78
1,08
24,04
Spain 2012(7.400 M€)*
7,89
*2012 Elaboración propia según metodología de CEER
Proporción de electricidad sometida a ayudasvs. coste unitario en términos de ayuda (prima) por MWh (2009)
La rentabilidad de las actividades eléctricas tradicionales es inferior a lo razonable
La fotovoltaica y termosolar tienen rentabilidades por encima del 20-30%
10
Rentabilidad de diferentes actividades del sector eléctrico en España % TIR TIR a.i.
TIR d.i.
1 TIR correspondiente a Ascó y Vandellòs en el mercado 1998-2011. 2 TIR correspondiente a una tasa de retribución de 7,43 % a.i. asumiendo un 80% de reconocimiento y retribución de acuerdo a valor bruto actualizado3 TIR correspondiente a una inversión de 1.300 €/kW, 2.300 horas de funcionamiento y adopción del sistema de mercado+prima (prima de 32 €/MWh)4 TIR correspondiente a una turbina de gas de 22 MW, 6.000 horas de funcionamiento y adopción del sistema de tarifa fija5 TIR para una instalación tipo después de los recortes del RDL 14/2010: limitación de la prima durante 30 años, limitación de horas con derecho a prima y limitación
extraordinaria hasta 20136 TIR para una central termosolar cilindro parabólica (con almacenamiento de 7 horas)FUENTE: Elaboración propia
La nuclear no llegaba ni a la rentabilidad de la deuda del estado
La nuclear no llegaba ni a la rentabilidad de la deuda del estado
Ciertas tecnologías del Régimen Especial tienen una rentabilidad muy superior incluso a la de ciertas actividades liberalizadas – y, por supuesto, a la del resto de actividades reguladas. TIR de accionista muy superior a la TIR del proyecto por el apalancamientoque se usa en las renovables
Ciertas tecnologías del Régimen Especial tienen una rentabilidad muy superior incluso a la de ciertas actividades liberalizadas – y, por supuesto, a la del resto de actividades reguladas. TIR de accionista muy superior a la TIR del proyecto por el apalancamientoque se usa en las renovables
Régimen especial
Régimen ordinario
SEIE tras RDL 13 y 20/2012 y
Proyecto Ley
Nuclear1
antes de Proyecto
Ley
Eólica3SEIE antes RDL 13 y 20/2012, y
Proyecto Ley
Distribución �después
�RDL 13/20122
Distribución �antes�R
DL 13/20122
Transporte Termosolar6Fotovoltaica5Cogeneración4
22,4%
16,1%
23,0%
32,0%
N/A2,0%
4,4% 6,0% 7,0% 7,1% 7,9% 7,9% 9,4% 10,6%
2,9%6,3%
8,6% 10,0% 10,2% 11,3% 11,3%13,4%
15,1%
-2,9%-3,7% -4,1%-5,3%
Nuclear tras
Proyecto Ley
Régimen especial
La rentabilidad en SEIE y del negocio nuclear es negativa tras las medidas planteadas en el RDL 13/2012, RDL 20/2012 y Proyecto de Ley
La rentabilidad en SEIE y del negocio nuclear es negativa tras las medidas planteadas en el RDL 13/2012, RDL 20/2012 y Proyecto de Ley
Son necesarias medidas que reduzcan el sobrecoste del del régimen especial
11
Posibles medidas a imponer al régimen especial sin afectar sus primas y tarifas
1.Eliminación de complementos, excepto para eólicas sometidas a instrucciones específicas de REE
• Se trata de complementos ya obsoletos para numerosas instalaciones, por servicios al sistema que ya no se prestan
2.Mantener la limitación de horas a las fotovoltaicas más allá de 2013• El fin de la limitación actual supondrá un gran incremento de costes en 2014
3.Eliminación de la prima en las horas en que el precio de mercado es inferior al coste variable de las instalaciones de cogeneración y otras térmicas
• Ahora se incentiva a estas plantas a funcionar de forma ineficiente cuando sus costes variables son superiores al precio de mercado
4.Eliminar la opción de tarifa para las instalaciones de cogeneración y la de mercado más prima para las termosolares
• La regulación actual permite un arbitraje injustificado entre esquemas de remuneración (prima y tarifa regulada)
5.Suprimir la actualización de las primas con el IPC a las fotovoltaicas• Sus costes no evolucionan con este índice
6.Prorrogar, temporalmente durante dos años, la reducción del 35% de la prima de referencia, actualmente en vigor para las instalaciones eólicas
Impacto anual
700 M€
90 M€
182 M€
200 M€
615 M€
490 M€
2.277 M€TOTAL
La TIR de SEIE queda con valores negativos
12
10%7% 9,0%
6,3%
Situación2011
Bono+2% vs.
bono+3%
TIR
7,5%5,3%
Reducción 10% O&M
fijo
5,2%3,6%
TIR TIR después
RDL 20/2012
Recurrentes
Bono al 4%
5,2%3,6%
2,5%1,7%
TIR después
RDL 20/2012
Céntimo verde
-5,3%-3,7%
TIR después proyecto de
medidas fiscales
6%
RDL 20/2012RDL 20/2012
Proyecto de LeyProyecto de Ley
TIR a.i.TIR d.i.
TIR a.i.TIR d.i.
La retribución de otras actividades reguladas es bastante más beneficiosa
13
La actividad de generación en SEIE es la única que ha soportado recortes en todas las reformas planteadas (RDL 13/2012, RDL 20/2012 y Proyecto de Ley)
Tasa retribución
Actualización valor inversión
Inversiones de renovación
Bono+2%
X(valor histórico, reducción O&M)
X
Bono+3,75%
(+2,5% para TIR razonable)
Bono+3,5%
Transporte eléctrico y gas
Almacenamientos subterráneos de
gas
Bono+3%
(margen O&M para TIR
razonable)
SEIETras RDL
13/2012, 20/2012 y Proyecto Ley
Período de amortización
25 años 40 años + Extensión
20 años + Extensión
25 + Extensión
vida
Imposición cargas fiscales X X6% ventas
Céntimo verde FO, GOCéntimo verde Gas
Céntimo verde Carbón
SEIEantes RDL
13/2012, 20/2012 y Proyecto Ley
(+2,5%* para TIR razonable)
Propuesta normativa
Ni nucleares ni hidráulicas están amortizadas y tienen costes superiores al precio de mercado
14
Coste completo de las centrales nucleares €/MWh
No tienen capacidad de absorber nuevos impuestos y tasas
13
17
34
64
64,4(2008)
37,0(2009 y 2010)
49,9(2011)
Total
Amortización y retribución del capital
Coste de explotación fijo
Coste de explotación variable
Anualidad constante para:▪ Inmovilizado bruto (2009):
19.854 M€▪ 40 años de vida▪ Tasa de retribución del 7% d.i.
Precios de mercado
▪ Coste de explotación: 30 €/MWh
3
12
49
64
37,0(2009 y 2010)
49,9(2011)
64,4(2008)
Total
Amortización y retribución del capital
Coste de explotación fijo
Coste de explotación variable
Anualidad constante para:▪ Inmovilizado bruto (2009):
13.169 M€▪ 65 años de vida para la obra
civil, 35 años para el equipo electromecánico
▪ Tasa de retribución del 7% d.i.
Precios de mercado
▪ Promedio 2009-11: 3 + 12 = 15 €/MWh
▪ 15 € en 2009, 12 € en 2010 y 19 € en 2011
Coste de explotación:▪ Promedio 2009-11: 3 + 12 =
15 €/MWh▪ 15 € en 2009, 12 € en 2010
y 19 € en 2011
Coste completo de las centrales hidráulicas €/MWh
Las nucleares no tienen “windfall profits” y tienen beneficios reducidos
15
La cuenta de resultados de Nuclenor tampoco admite nuevos impuestos
2009 2010 2011
Importe neto de la cifra de negocios 130.696 142.106 183.940Otros ingresos de explotación y TREI 6.113 5.109 5.299
Aprovisionamientos (14.876) (17.188) (19.225)Gastos de personal (42.914) (40.596) (41.345)Otros gastos de explotación (41.812) (60.155) (59.449)Amortización del inmovilizado (42.400) (45.880) (47.389)Imputación subvenciones 953 18 18Exceso de provisiones 2.993 759
Resultado de explotación (1.247) (15.827) 21.849
Resultado financiero (2.384) (3.486) (3.025)
Resultado antes de impuestos (3.631) (19.313) 18.824
Impuesto sobre beneficios 6.645 6.079 (5.427)
Resultado neto del ejercicio 3.014 (13.234) 13.397
Producción (GWh) 3.566 3.840 3.738
Resultado neto unitario (€/MWh) 0,8 (3,4) 3,6
Miles de eurosNUCLENOR
FUENTE: Informe auditado Deloitte (2009 y 2010) y Ernst&Young (2011)
2010-2011. Miles de euros
Las centrales nucleares ya asumen los costes de los residuos, desmantelamiento y responsabilidad civil
Las nucleares asumen los costes de residuos y desmantelamiento
El carbón nacional recibe una retribución regulada establecida para proteger a la minería
No puede asumir un coste fiscal por una actividad obligada por la Ley
16
• Las centrales de carbón nacional no reciben retribución de mercado, sino una retribución regulada, basada en el reconocimiento de sus costes fijos y variables
• La retribución se ha calculado para hacer posible el consumo de las cantidades de carbón acordadas por el Gobierno con la industria minera y recogidas en el Plan de la Minería, para evitar el cierre anticipado de las minas
• Se trata de una obligación que fue impuesta a las empresas eléctricas, que la recurrieron ante los tribunales españoles y europeos, y que fue aprobada por la Comisión Europea
• Las centrales son despachadas por REE, y están obligadas a consumir los volúmenes de carbón establecidos
• La aplicación de cualquier impuesto a la compra de carbón nacional o a la producción con este combustible supone una carga fiscal a una actividad que tiene obligación de suministro
La retribución regulada de las centrales de carbón nacional debe modificarse para recoger el coste que suponen los nuevos impuestos al combustible y a la producción
Los precios mayoristas no permiten recuperar los costes de ninguna tecnología del régimen ordinario
Incluso algunas tecnologías marginales no recuperan sus costes variables
17
Orden de mérito y costes totales del Régimen OrdinarioCostes por tecnologías estimados para 2010y precios de 2010 y 2011. €/MWh
Capacidad instaladaMW
Ninguna de estas tecnologías recuperasus costes totales
Estás tecnologías, con los actuales precios de mercado, no recuperan ni siquiera sus costes variables (de operación)
Precio de mercado
8
3178
100
12
1864
312
49
64
2048
10
050.00045.00020.00015.00010.0005.0000
37,01 (2010)
49,93 (2011)
40.000
103
35.00030.000
3036,96 (2009)
25.000
90
80
70
60
50
40
110
65
13
17
34
Coste variable
Costes fijos
Amortización y �Retribución
Nuclear Hidro CCGTCarbónimportado
El mercado no permite recuperar
los costes: Las nuevas tasas
tampoco podrán recuperarse en el
mercado
Los impuestos propuestos ya han tenido impacto en el mercado de futuros
18
• Los gravámenes afectan a generación con ingresos regulados (extrapeninsulares y carbón nacional) que no puede recuperar sus costes en el mercado
• Buena parte de la producción del régimen especial es remunerada a mercado + prima, y se beneficiará de cualquier incremento de precio
• Y gran parte de la energía de 2013 ya está vendida a precio cerrado
• El mercado de futuros refleja el precio esperado para el año próximo
• El anuncio de las medidas ocasionó un incremento de unos 2 €/MWh, que se ha incrementado a 2,5 €/MWh con el aumento del impuesto del 6% al 7%
Pero con un impacto muy inferior al necesario para recuperar los nuevos costes
52,28
54,82
50
51
52
53
54
55
56
01/08/20
12
08/08/20
12
15/08/20
12
22/08/20
12
29/08/20
12
05/09/20
12
12/09/20
12
19/09/20
12
26/09/20
12
03/10/20
12
10/10/20
12
17/10/20
12
24/10/20
12
31/10/20
12
07/11/20
12
14/11/20
12
21/11/20
12
28/11/20
12
€/MWhAnuncio de las medidas
Evolución cotizaciones OMIP – Precios para 2013
Aprox. 2 €/MWh
Aprox. 2,5 €/MWh
El mercado español está interconectado con Portugal, Francia y Marruecos
• Los mercados español y portugués están integrados en MIBEL
• Un mercado mayorista único gestionado por OMIE
• Los generadores venden en MIBEL, no saben si su producción se consume en España o Portugal
• OMIE optimiza el uso de la interconexión, los generadores y comercializadores no han de preocuparse de adquirir capacidad de interconexión
• España y Portugal tienen el mismo precio mayorista más del 90% de las horas
• Los mercados español y francés están interconectados pero no integrados
• Un mercado mayorista en cada país, con operadores diferentes (OMIE y EPEX), y precios desacoplados
• Para mover energía de un país a otro hay que comprar capacidad de interconexión en subastas periódicas
• Cualquier comercializador español puede traer energía de Francia, participando en las subastas de la interconexión
• Se está trabajando para integrar MIBEL con el mercado de Europa occidental, con fecha objetivo 2014
• En Marruecos no hay un mercado• El monopolio estatal ONE participa en el
mercado español a través de la interconexión, comprando o vendiendo según sus intereses
• Los generadores españoles no pueden vender directamente en Marruecos
19
Con los impuestos anunciados, la extensión de vida del parque nuclear es inviable
Antigüedad de las centrales nucleares años
Trillo I
Vandellós IIAscó II
Cofrentes
Ascó I
Almaraz II
Almaraz I
Garoña
El parque nuclear español (7.455 MW incluida Garoña) cerrará progresivamente a lo largo de la próxima década, porque las inversiones de extensión de vida útil (más
allá de los 40 años) se hacen inviables con los nuevos impuestos y tasas
Vandellos II2028
Garoña2013 Asco I
2023Asco II2026
Cofrentes 2025
Trillo I2028
Almaraz I2021Almaraz II2023
Año de cierre previsto al cumplir 40 años
Fecha próxima renovación
2014
2020
2021
2021
2020
2020
2013
2021
La Directiva de Emisiones Industriales exige grandes inversiones o el cierre de las centrales de carbón
Adicionales a los 1.250 M€ que supuso la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión
21
Las inversiones necesarias para el sector ascienden a 2.000 M€, fundamentalmente en las centrales de carbón (desnitrificadores y desulfuradoras)
Reductores catalíticos o desnitrificadores (SCR)
Los gases de combustión pasan a un reactor donde el NOx reacciona con amoniaco/urea en presencia de un catalizador, produciendo N2
Extensión vida útilActuaciones sobre caldera y
otros elementos para extender la vida útil
Planta desulfuradoraActuaciones para alcanzar
los valores límite óinstalación de desulfuración
(PGR)
Las decisiones de inversión han de comunicarse a final de 2013
Si no se invierte, se restringe la producción y se exige el cierre antes de final de 2023
22
La aplicación de los nuevos impuestos hace inviables las inversiones necesarias para cumplir con la Directiva. Esto exigirá cerrar las centrales de carbón (10.453
MW) como máximo en 2023
Dic 2013Dic 2013 20162016 Jun 2020Jun 2020 20232023
Decisión sobre 17.500 h
Plan Nacional de Transición
Sin invertir: 17.500 h y cierre
Límites generales(mg/Nm3)
Límites menos estrictos, pero funcionamiento < 1.500 h/año
200 200 20
SO2NOx Partículas
Centrales térmicas
400 500 50
-50% -60% -60%
Los nuevos impuestos supondrán el cierre de 17.908 MW en un horizonte de 14 años
23
Con los nuevos impuestos, a mediados de la próxima década deberá cerrar el 45% del parque generador actual en régimen ordinario: pérdida de diversificación de
las fuentes de energía y de seguridad de suministro
Hidráulica
Ciclo combinado
Nuclear
Carbón
0
25.00050.000
75.000
100.000125.000
150.000175.000
200.000
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
GWh
Hidráulica Ciclo combinado Nuclear Carbón Fuel / gas (*)
Evolución prevista de la potencia instalada en régimen ordinario
Cierre de las centrales nucleares al cumplir 40 años: con los nuevos impuestos las extensiones de vida no serán viables
Cierre de las centrales de carbón al ir cumpliendo 17.500 h tras 2016: los impuestos hacen inviables las inversiones necesarias para cumplir la Directiva de Emisiones Industriales
11.860
20.713
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
Con incremento de punta de potencia del
0% anual
Con incremento de punta de potencia del
1% anual
MW potencia instalada
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
2013 2028
MW potencia instalada firme
Nuclear Carbón
Fuel‐gas Hidráulica y bombeo
Ciclos combinados Régimen Especial
Mantener la seguridad de suministro exigiría construir casi 20.000 MW de nueva capacidad firme
24
Para poder cubrir la punta de demanda actual con un margen de reserva del 10%, sería necesario construir cerca de 12.000 MW adicionales en 2028.
Si la punta de demanda creciera un 1% anual, se necesitarían casi 21.000 MW adicionales (más del 85% de lo instalado actualmente en ciclos combinados).
Esto implicaría, a precios actuales, una inversión adicional entre 7.500 y 13.000 M€.En potencia eólica, se necesitarían entre 180.000 y 320.000 MW instalados para alcanzar el nivel
de potencia firme requerido.
Los nuevos impuestos causarán el cierre de 17.908 MW
Evolución prevista de la cobertura de la demanda
Destrucción del 32% de la
potencia firme actual
Potencia adicional necesaria para alcanzar un margen de reserva del 10% en 2028
Impuestos a los emisores de CO2 de los derivados del petróleo y gas (céntimo verde)
DescripciónRecaudación anualMillones de euros
▪ El sobre-coste de renovables se debe repartir entre todos los consumidores energéticos:
▪ Según su proporción en el consumo de energía final▪ A través de la creación de una tasa o recargo ad hoc (o sobre las
emisiones de CO2), que pagarían los sectores petrolero y gasista y que cobraría la CNE.
▪ El Proyecto de Ley ya contempla un céntimo verde para el gas natural, pero no para gasolinas y gasóleo.
▪ En España, los combustibles tienen una fiscalidad favorable.▪ La UE prepara una reforma de la Directiva de fiscalidad en está línea y
ya existen impuestos sobre las emisiones de CO2 de los combustibles en varios países europeos – Dinamarca, Noruega, Finlandia, Suecia e Irlanda – mientras que en Italia está en fase de aprobación
>3.500
Céntimo verde a las gasolinas y gasoil
25
Consumo de energía final por productos energéticosktep
1 Descuenta las primas a la cogeneración
100% =
2015
2.403
4.445
1.819
8.567
1.656
3.443
1.258
6.356
1.944
3.888
1.475
7.307
2.285
4.395
1.732
8.411
2012 2013 2014
6.2656.1265.3634.700
100% =
Gas
Petróleo
Electricidad
2012
85.741
54
20
26
Reparto del sobre-coste de renovables1
Millones de eurosTraslado a petróleo y gas
Reparto sobre-coste según los porcentajes de consumo
FUENTE: PER 2011-2010, Elaboración propia 26
El petróleo y el gas deberían contribuir a pagar el sobre-coste de renovables
27
Impuesto sobre las emisiones de CO2 2011
Gasolina c€/litro
Suecia 28,4
Finlandia 14,0
Noruega 11,7
Dinamarca 4,8
Irlanda 4,7
Dieselc€/litro
Gas natural €/MWh
35,0
15,9
11,7
5,2
5,3
18,4
5,9
5,7
4,1
3,8
€/ tm CO2 equivalente
19,7
20,2
49,0
58,8
119,3
19,8
19,4
43,6
59,4
130,8
20,0
21,6
29,8
31,1
96,6
FUENTE: “National Board of Customs” (Finlandia), Energitilsynet (Dinamarca), “Swedish Tax Agency” (Suecia), “Customs services” (Noruega), “Commission of Taxation” (Irlanda). Elaboración propia
En otros países ya existen impuestos a las emisiones de los sectores difusos
En Italia, el Gobierno y el regulador también están tramitando la introducción de un impuesto sobre el contenido de CO2 en los
combustibles
28
Aplicación de la propuesta de directiva de fiscalidad a los combustibles incluyendo un impuesto de 20 €/tm CO2
FUENTE: Propuesta de reforma de la directiva energética 15/12/2011. Elaboración propia
Consumo combustibles2013
Impuesto €/ tm CO2x =
809
1.811
312
20
Potencial recaudación en EspañaMillones de Euros
3.6051TOTAL
Gas naturalTWh 223
GasóleoMillones litros 34.229
GasolinaMillones litros 6.836
1 Incluyendo otros combustibles para los que se procedería análogamente: G.L.P. (134 M€); queroseno (310 M€); fuel-oil (64 M€); coque (164 M€) y otros (1M€)
Emisionesx
2,3 kg CO2/litro
2,6 kg CO2/litro
0,2 tm CO2/MWh
4,6 c€ /litro
5,3 c€ /litro
3,6 €/ MWh
Un impuesto similar en España podría recaudar más de 3.600 millones de euros
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