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Fuentes de generación eléctrica:
cuánto, cómo y a qué precio
Jorge Fabra Utray2 de Julio 2007
CNE
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Fuentes de generación de energíaeléctrica: cuánto, cómo y a qué precio
UIMP Universidad Internacional Menéndez Pelayo
Lunes, 2 de Julio, 2007
Jorge Fabra Utray
Comisión Nacional de Energía
ENCUENTRO *Energía eléctrica: garantía de suministro, sostenibilidad y
seguridad
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Fuentes de generación eléctrica: cuánto, cómo y a qué precio
I. ENERGÍA Y DESARROLLO
• Energía y desarrollo económico
• Energía y desarrollo humano
• Energía y desarrollo sostenible
• Situación en España
II. SINGULARIDAD DE LA ELECTRICIDAD
• Estacionalidad y no almacenabilidad
• Diversidad tecnológica
• Bien esencial
III. REMUNERACIÓN MARGINALISTA
• Optimización del parque de generación
• Precio de mercado y costes marginales
• Problemas de la remuneración marginalista
IV. SOLUCIÓN REGULATORIA
• La fiabilidad como bien público
• Búsqueda de soluciones
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El suministro de electricidad es esencial para el desarrollo socioeconómico de los países.
La energía eléctrica suministra iluminación, calor, frío, fuerza, transporte, telecomunicaciones…
Energía yDesarrollo
Ningún país ha crecido o reducido sustancialmente la pobreza sin un incremento masivo del uso de la energía.
ENERGÍA Y DESARROLLO ECONÓMICO
Singularidadde la
Electricidad
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ENERGÍA Y DESARROLLO ECONÓMICO
Población sin acceso a electricidad en países en desarrollo
2000 millones de personas no tienen acceso a formas avanzadas de energía. Fuente: ONU
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ENERGÍA Y DESARROLLO ECONÓMICO
PIB PPP per Capita (U$S)
Con
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Consumo de energía per capita por país seleccionado
Fuerte correlación entre consumo de energía y PIB
Fuente: ONU
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ENERGÍA Y DESARROLLO HUMANO
Índice de Desarrollo Humano (IDH)
Con
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Ene
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Cap
ita(K
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amos
de
petró
leo
equi
vale
nte)
Consumo de energía per capita por país seleccionado
Fuerte correlación entre consumo de energía y desarrollo humano
Fuente: ONU
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ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE
Aspectos de la energía que nos preocupan:
1. Seguridad de abastecimiento.
2. Calidad y costes.
3. Impactos medioambientales.
El Cambio Climático
Alteraciones en el sistema climático producidas por la emisión a la atmósfera de GEI como consecuencia de la actividad humana.
• Las alteraciones del clima antropogénicas e superponen a la evolución “natural” del clima
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CAMBIO CLIMÁTICO
Cuerpos a elevadas temperaturas emiten radiación formada por ondas de frecuencia alta (Caso de la Radiación Solar).
Cuerpos fríos emiten radiación formada por ondas de frecuencia baja (Caso de la Radiación desde la Tierra)
La atmósfera es transparente (permite pasar) para radiaciones de frecuencia alta. En cambio se comporta de manera opaca frente a radiaciones de frecuencia baja (absorbe parcialmente parte de esta radiación). Los gases responsables de este comportamiento relativamente opaco de la atmósfera se denominan Gases con Efecto Invernadero (GEI).
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Construcción (8%)
Explotación de tierra (18%)
Energía(24%)
Transporte(14%)
Agricultura(18%)
Residuos(3%)
Otras emisiones de energía
(5%)
Industria(14%)
EMISIONES GLOBALES DE CO2 POR SECTORES
EMISIONES DE ENERGÍA
EMISIONES NO ENERGÉTICAS
Fuente: Stern Review Report
Emisiones Totales en el 2000: 42GtCO2e
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Carbón(23%)
Gas Natural (21%)
Petróleo(36%)
Energías Renovables
(2%)Grandes Cent. Hidroeléctricas
(2%)Nuclear
(6%)
Biomasa tradicional
(10%)
80% de la demanda global de energía es cubierta por combustibles fósiles
FUENTES DE ENERGÍA QUE CUBREN LA DEMANDA GLOBAL
Fuente: World Energy Outlook
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UniónEuropea (25)
EstadosUnidos
China, India,Brasil,Mexico,
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EEUU
OECD Top 20Emisores
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EMISIONES GLOBALES POR REGIONES
Fuente: Stern Review Report
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Unión Europea(25)
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OECD
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EMISIONES PER CÁPITA POR REGIONES
Fuente: Elaboración propia
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Unión Europea(25)
Estados Unidos China, India,Brasil, Mexico,
Sudafrica
G7 UE25, Jap. Aus,Can, EEUU
OECD
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EMISIONES GLOBALES (SI EL CONSUMO PER CAPITA SE IGUALARA AL DE EEUU)
Fuente: Elaboración propia
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Países ricos Países de medianos ingresos Países de ingresos bajos
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EMISIONES PER CÁPITA POR PAÍSES
Fuente: Pérez Arriaga
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Emisiones per cápita mundiales: 4,17 ton de CO2 (año: 2002)
Emisiones globales mundiales: 25.000 millones de ton de CO2
Escenario I: La emisión per cápita mundial se iguala a la emisión per cápita de los países ricos (12,4 ton)
Emisiones globales mundiales: 74.400 millones de ton de CO2
Escenario II: La emisión per cápita mundial se iguala a la emisión per cápita de los países pobres (1 ton)
Emisiones globales mundiales: 6.000 millones de ton de CO2
DISTINTOS ESCENARIOS
Fuente: Elaboración propia
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1998: Los países firmantes (127) se comprometen a reducir las emisiones de seis gases responsables del efecto invernadero (GEI) entre ellos el CO2
2005: Entra en vigor el Protocolo de Kyoto (los compromisos adquieren carta de naturaleza jurídica en el marco internacional de la ONU).
La UE introduce un programa de reducción de emisiones de GEI que obliga a los países firmantes a elaborar Planes Nacionales de Asignación (PNA) de los derechos de emisión, así como a introducir mecanismos mercantiles que permitan su intercambio entre los sectores y agentes afectados.
EL PROTOCOLO DE KYOTO
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0% Finlandia y Francia
-13% Austria -12,5% Reino Unido
-7,5% Bélgica -6% Países Bajos +4% Suecia
+6,5% Italia +13% Irlanda +15% España +25% Grecia +28% Portugal
-8% Unión Europea -8% R. Checa, Bulgaria, Eslovaquia,
Eslovenia Estonia, Letonia Lituania
-7% EEUU (no firmante del Protocolo) -6% Japón, Canadá, Hungría, Polonia -5% Croacia 0% Rusia, Ucrania, Nueva Zelanda
-1% Noruega -8% Australia (no firmante del Protocolo)
-10% Islandia -28% Luxemburgo -21% Alemania y Dinamarca
EL PROTOCOLO DE KYOTO
Compromiso cuantificado de reducción de GEI con respecto al año 1990
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EMISIONES EN ESPAÑA
Fuente: EEA
Evolución emisiones GEI en España:
1990: 284 Mt CO2 eq 2005: 434 Mt CO2 eq
España 2003GEI Mt CO2 eq Participación CO2 331,8 82,5% CH4 37,1 9,2% N2O 27,9 6,9% HFC's 4,9 1,2% PFC's 0,3 0,1% SF6 0,3 0,1% Total 402,3 100%
Importancia del CO2
Las emisiones de GEI han crecido un 52,88% entre 1990 y 2005
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Mill
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tant
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EVOLUCIÓN DE LA POBLACIÓN MUNDIAL
Fuente: Pérez Arriaga
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Aumento del nivel delmar amenaza a grandes ciudades
AGUA
Posible incremento de cosechasen regiones de altas latitudes
Aumento del número de especies en extinciónExtensos daños en arrecifes de coral
SUCESOS CLIMATICOS EXTREMOS
0ºC 1ºC 2ºC 3ºC 4ºC 5ºC
Cambio de la Temperatura Global (relativo a la temperatura pre-industrial)
Reducción de cosechas en muchas áreas, particularmente en regiones en desarrollo
Reducción de cosechas en regiones en desarrollo
Significativo descenso de disponibilidad de agua en muchas regiones, incluidas las del Mediterráneo y del sur de África
Desaparición de pequeñasmontañas glaciares –suministro de agua amenazado en algunas áreas
ECOSISTEMA
Incremento en la intensidad de tormentas, incendios forestales, sequías, inundaciones y olas de calor
ALIMENTOS
RIESGO CAMBIOS ABRUPTOS E IRREVERSIBLES
Incremento del riesgo de alteraciones climáticas a gran escala y peligrosas repercusiones
CAMBIO CLIMÁTICO
Proyecciones de impacto del calentamiento global
Fuente: Stern Review Report
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SITUACIÓN EN ESPAÑA
MW
Fuente: REE
Potencia Eléctrica Instalada (MW)
2002 2003 2004 2005 2006 Hidráulica 16.587 16.658 16.658 16.658 16.658Nuclear 7.816 7.876 7.876 7.876 7.716Carbón 12.075 12.075 12.075 12.075 11.934Fuel-Gas 10.057 9.926 9.518 9.518 9.048Ciclo Combinado 2.794 4.394 12.716 12.716 16.376Total Régimen Ordinario 49.329 50.929 58.843 58.843 61.732 Eólica 3.442 5.027 6.268 8.507 11.239Resto régimen especial 9.882 9.864 11.106 10.277 9.365Total Régimen Especial 13.324 14.891 17.374 18.784 20.604 Total Nacional 62.653 65.820 76.217 77.627 82.336
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Hidráulica RO Nuclear Carbón Fuel-Gas CicloCombinado
Eólica Resto RE
Pote
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Inst
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a (M
W)
Año: 2002Año: 2006
SITUACIÓN EN ESPAÑA
Fuente: REE
Potencia Eléctrica Instalada (MW)
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Hidráulica RO 26,5%
Carbón 19,3%
Nuclear 12,5%
Eólica 5,5%
Fuel-Gas 16,1%
Ciclo Combinado
4,5%
Resto RE 15,8%
Carbón 14,5%
Eólica 13,7%
Hidráulica RO 20,2%
Nuclear 9,4%
Resto RE 11,4%
Ciclo Combinado
19,9%Fuel-Gas
11,0%
SITUACIÓN EN ESPAÑA
Fuente: REE
Potencia Eléctrica Instalada (MW) en %
2002 2006
Régimen Ordinario
Régimen Ordinario
Régimen Especial
Régimen Especial
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Electricidad
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Nuclear 27,3%
Carbón 30,0%
Hidráulica 11,2%Ciclo
Combinado 28,8%
Fuel-Gas 2,6%
Nuclear 33,9%Carbón
42,3%
Hidráulica 12,1%
Fuel-Gas 8,9%
Ciclo Combinado
3%
BALANCE ENERGÉTICO: Régimen Ordinario Peninsular
Fuente: REE
2002 2006
GWh 2002 2003 2004 2005 2006 Hidráulica 22.525 38.773 29.678 20.310 24.761Nuclear 63.016 61.875 63.606 57.518 60.184Carbón 78.769 72.249 76.359 77.343 66.143Fuel-Gas 16.474 8.035 7.697 9.848 5.841Ciclo Combinado 5.308 14.991 28.974 48.594 63.561Producción Bruta Régimen Ordinario 186.092 195.923 206.314 213.613 220.490Consumos generación -8.346 -8.061 -8.599 -9.597 -8.719Producción Neta Régimen Ordinario 177.746 187.862 197.715 204.016 211.771
Energía yDesarrollo
Singularidadde la
Electricidad
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Hidráulica Nuclear Carbón Fuel-Gas Ciclo Combinado
Ener
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(GW
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Año: 2002Año: 2006
BALANCE ENERGÉTICO:Régimen Ordinario Peninsular
Fuente: REE
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Térmica 45,2%
Hidráulica 7,4%
Otras renovables (Eólica,etc)
47,4%
Térmica 57,1%
Hidráulica 14,2%
Otras renovables (Eólica,etc)
28,8%
BALANCE ENERGÉTICO:Régimen Especial Peninsular
Fuente: REE
2001 2005
GWh
2001 2002 2003 2004 2005 Térmica 17.282 19.543 21.450 21.579 22.557Hidráulica 4.289 3.771 4.939 4.749 3.698Otras renovables (Eólica,etc) 8.707 12.087 15.016 18.387 23.694Régimen Especial 30.278 35.401 41.405 44.715 49.949
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Térmica Hidráulica Otras renovables (Eólica,etc)
Ener
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gene
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(GW
h)
Año: 2001Año: 2005
BALANCE ENERGÉTICO:Régimen Especial Peninsular
Fuente: REE
Energía yDesarrollo
Singularidadde la
Electricidad
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Fuentes de generación eléctrica:
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Carbón 22%
Eólica 8%Nuclear
18%
Resto régimen
especial 9%Hidráulica
10%
Fuel-Gas 8%
Ciclo Combinado
25%
BALANCE ENERGÉTICOSistema peninsular
Fuente: REE
Cobertura de la demanda 2006
* 42.153 MW 30 de Enero 2006 (19-20h)
Demanda anual Máxima demanda anual de potencia*
Carbón 24%
Eólica 9%
Resto régimen
especial 10%
Nuclear22%
Ciclo Combinado
24%
Fuel-Gas 2%
Hidráulica 9%
Energía yDesarrollo
Singularidadde la
Electricidad
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LA RED DE TRANSPORTE
Fuente: REE
* 42.153 MW 30 de Enero 2006 (19-20h)
Energía yDesarrollo
Singularidadde la
Electricidad
RemuneraciónMarginalista
SoluciónRegulatoria
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ESTACIONALIDAD Y NO ALMACENABILIDAD
Causas
• La demanda de electricidad es estacional en el corto y largo plazo con altos grados, de aleatoriedad
• La electricidad no es almacenable• Elevada inelasticidad del consumo
Consecuencias
• El sobredimensionamiento es una exigencia técnica de la estabilidad del sistema
• El funcionamiento en sistema es ineludible
Energía yDesarrollo
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CURVA DIARIA DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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Causas La capacidad instalada efectiva en cada momento se ve afectada por
un factor de aleatoriedad relacionada con:• Los fallos fortuitos• La coincidencia de mantenimientos• La disponibilidad del parque hidroeléctrico que es dependiente
de las aportaciones hidráulicas naturalesConsecuencias• La capacidad instalada tiene que ser permanentemente superior
a la mayor punta de demanda razonablemente probable• El sobredimensionamiento es, desde esta óptica, un coste de
aseguramiento de la estabilidad del sistema eléctrico y no un coste de ineficiencia.
ESTACIONALIDAD Y NO ALMACENABILIDAD
Energía yDesarrollo
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Electricidad
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ESTACIONALIDAD Y NO ALMACENABILIDAD
Causas • La trascendencia de la no almacenabilidad es enorme. Estamos
ante el bien más perecedero que podamos concebir: carece de existencia temporal perceptible. Se consume en el mismo instante en que se produce.
Consecuencias• La decisión de producción es tomada por el consumidor en el
mismo acto del consumo. Los consumidores son también operadores de las centrales
• De aquí se deduce la existencia de igualdad instantánea entre producción y consumo y el inevitable funcionamiento en sistema de la industria eléctrica.
Energía yDesarrollo
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DIVERSIDAD TECNOLÓGICA
Causas • La desigual disponibilidad de energía primaria es causa de
que ninguna tecnología de generación sea suficiente por sísola para sustituir al resto de las tecnologías.
• La diversidad de tecnologías es ineludible para garantizar la cobertura de la demanda.
Consecuencias• En el Sector Eléctrico el mercado no puede impulsar la
convergencia tecnológica.• El mercado de la electricidad tiene baja contestabilidad.
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DIVERSIDAD TECNOLÓGICA
Causas Las distintas tecnologías presentan:• Costes divergentes • Distinto número de horas de funcionamiento: distinta
capacidad para recuperar sus costes en el mercado• Aportación dispar a la fiabilidad del sistema
Consecuencias• La asimetría está presente en la capacidad de respuesta de las
centrales frente el estímulo de la competencia.
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DIVERSIDAD TECNOLÓGICA
Causas • En las puntas de demanda la hidroelectricidad incrementa su
participación en la cobertura. De esta manera la tecnología de menor coste variable captura el coste de oportunidad de las energías de mayor coste (que sustituye). Así al precio máximo puede corresponderle un coste mínimo
Consecuencias• En el mercado de la electricidad, la concurrencia en la
formación del precio de tecnologías de muy diferentes costes es causa de divorcio entre valor y coste, cuestión que plantea un problema de asignación y distribución de rentas.
Energía yDesarrollo
Singularidadde la
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BIEN ESENCIAL
La electricidad es un bien esencial
• La curva de generación debe ser irremediablemente idéntica a la curva de demanda.
• Volatilidad e imprevisibilidad de los costes marginales constituirán características intrínsecas del sistema.
• El aumento del coste de la electricidad como resultado del aumento de la producción, es debido a la decisión del conjunto de los consumidores que presentan pautas de consumo estacionales, y no a la decisión de cada consumidor individual.
• La utilidad marginal de cada individuo no tiene porqué decrecer con el aumento de la producción y de los costes.
• En los momentos de máxima demanda se verifica un porcentaje muy importante de consumo inelástico al precio, es decir, el consumo más ligado a la electricidad como bien esencial.
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OPTIMIZACIÓN DEL PARQUE DE GENERACIÓN
horas
Tecnología IITecnología III
horas
Coste
MW
CFI
CF II
Tecnología I
Sin pagos regulados :
La optimización del parque de generación permite la recuperación de todos los costes.
Si la tecnología de punta (III) tuviera costes fijos deberían ser incluidos en la oferta.
¿Qué hipótesis son necesarias?
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OPTIMIZACIÓN DEL PARQUE DE GENERACIÓN
Hipótesis necesarias para la optimización del parque de generación vía mercado:•Libertad de entrada y salida en todas las tecnologías
•Baja concentración corporativa
•Certidumbre sobre la curvas de carga de demanda y oferta
•Cortos plazos de inversión
•Costes marginales a corto plazo y largo plazo iguales
Los periodos de transición (que pueden ser de varios años) no están adecuadamente contemplados en el modelo y por tanto no se valoran:
•Escenarios de sobre o infra inversión
•Dinámica de la demanda y de la inversión.
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OPTIMIZACIÓN DEL PARQUE DE GENERACIÓN
Sin embrago,•No hay libertad de entrada en las dos tecnologías mas relevantes para la optimización de costes: nuclear (base), hidráulica (punta)
•Libertad de entrada imperfecta en el resto de tecnologías
•Barreras de entrada financieras, medioambientales, sociales, etc.
•Comportamientos estratégicos debido a la alta concentración empresaria
•Hay incertidumbre sobre las curvas de carga (Información imperfecta)
•Largos períodos de inversión (2-4 años y hasta 10 años en centrales nucleares)
•Los costes marginales de las centrales no son constantes.
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PRECIOS DE MERCADO Y COSTES MARGINALES
•El Precio de Mercado (PM) es igual al Coste Marginal (CM) de la último grupo despachado.
•Idealmente es el coste variable del grupo más caro despachado
•Las tecnologías punta deberían incluir sus costes fijos (si no existieran pagos regulados)
•En la práctica la definición del CM no es clara por existir solapamientos de los períodos y costes fijos de operación.
•Centrales despachadas en valle para poder funcionar en punta
•Rampas, tiempos y costes de arranque
El mercado no garantiza el parque óptimo
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EXTERNALIDADES DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
•Emisiones de gases de efecto invernadero
•Residuos nucleares
•Distorsión de los paisajes naturales
•Rechazo de las líneas de transporte
El mercado no internaliza naturalmente estas cuestiones.
Necesidad de regulación.
¿Cuál es el parque el óptimo?
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PROCESO DE CASACIÓN EN EL MERCADO DIARIO
Demanda
Generación
Precio de mercado
Cantidad
Precio
Demanda servida
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PROBLEMAS DE LA REMUNERACIÓN MARGINALISTA
Demanda
Precio de mercado
Cantidad
Precio
Coste Marginal
Demanda servida
Coste Marginal del Sistema Beneficios
operativos
Beneficios o pérdidas extraordinarias (windfall profits or windfalllosses)
Nuclear Carbón CCGT
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REMUNERACIÓN MARGINALISTA
Costes y precios por tecnologías (2005)
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
CCGT GICC NuclearAvanzado (*)
Carbónsupercrítica
Carbónconvencional
Fuelóleo Turbina deGas
Eólico
€/M
Wh
Coste CO2 (15 €/t CO2)
Coste combustible
Coste O&M
Coste fijo
Precios Mercado 2005
(*) No incluye el coste de desmantelamiento y gestión de residuos
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REMUNERACIÓN MARGINALISTA
Fuente: REE
Hipótesis de cálculo de los costes de generación (2005)
Tecnología Vida útil (años)
Tasa descuento (%)
Factor utilización (horas/año)
CCGT 25 8,5 7000 GICC 25 8,5 7000 Nuclear Avanzado (*) 40 8,5 8000 Carbón supercrítica 35 8,5 7000 Carbón convencional 35 8,5 7000 Fuelóleo 35 8,5 7000 Turbina de Gas 20 8,5 1500 Eólico 20 8,5 2100 (*) No incluye el coste de desmantelamiento y de gestión de residuos
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PAGOS REGULADOS
Garantía de Potencia
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La garantía de potencia es un pago regulado que reciben todas las centrales de generación por estar “disponibles”. Este pago es independiente de la producción de la central.*
•Se genera una bolsa en función de la producción anual (sin considerar la producción de las centrales nucleares), donde la energía producida se valora en 4,8 €/MWh.
•El monto recaudado se reparte entre las tecnologías en función de la potencia disponible (en general es la capacidad nominal dela central)
* Desde el 1 de enero de 2007 las centrales nucleares no perciben pagos por garantía de potencia
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PAGOS REGULADOSRÉGIMEN ESPECIAL
Primas y tarifas reguladas
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A partir del REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo el Régimen Especial deberá elegir entre dos opciones para vender su producción de energía eléctrica:
1. Tarifa Regulada
2. Mercado de Producción
1. La tarifa regulada consiste en una cantidad, única para todos los períodos de programación y que se determina en función de la categoría (tecnología), subgrupo y potencia instalada.
2. Al precio obtenido en el mercado de producción se le adicionará una prima
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Tecnología Potencia PlazoTarifa
regulada €/MWh
Prima de referencia
€/MWh
Limite superior €/MWh
Limite inferior €/MWh
P < 100 KW I 440,38
II 352,31 Solar Fotovoltaica 100 KW < P < 10 MW I 417,50
II 334,00 P > 10 MW I 229,76
II 183,81 I 269,38 254,00 343,98 254,08 Térmica Solar II 215,50 203,30 I 73,23 29,30 84,94 71,28 Eólica II 61,20 -
PRIMAS Y TARIFAS REGULADAS
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I primeros 25 años
II a partir de entonces
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LA FIABILIDAD COMO BIEN PÚBLICO
Características de los bienes públicos:
• No exclusión: una vez producido el bien, no se puede excluir a nadie de su disfrute
• No rivalidad: una vez producido el bien, el que un nuevo consumidor lo disfrute no implica coste adicional
El mercado falla en la provisión de bienes públicos:• El productor del bien público no puede capturar los beneficios
generados por su disfrute porque ningún consumidor estarádispuesto a pagar por él
• Se generan incentivos insuficientes para su provisión
La fiabilidad del suministro de electricidad cumple los principios de no exclusión y no rivalidad
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LA FIABILIDAD COMO BIEN PÚBLICO
• La fiabilidad del sistema es un bien no exclusivo (que un individuo lo consuma no imposibilita el consumo de los demás) y en muchas ocasiones no-excluible (es difícil discriminar entre consumidores).
• Si fuera un bien privado el valor social de disminuir la probabilidad de fallo del sistema debería ser igual a la suma de las valoraciones individuales de los consumidores, y sin embargo es mucho mayor.
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LA FIABILIDAD COMO BIEN PÚBLICO
La fiabilidad del suministro es un bien compartido:
• Todos los consumidores en una red comparten el acceso a las mismas reservas de energía:
– Los cortes de suministro no programados son indiscriminados, afectan a todos los consumidores
– Inversiones que aumenten la fiabilidad del sistema benefician a todos los que están conectados a la red
• Si se reduce la probabilidad de fallo del sistema, la fiabilidadadicional estará disponible para todos los consumidores
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LA FIABILIDAD COMO BIEN PÚBLICO
¿Qué otros bienes o servicios, cuya gestión haya sido encomendada al mercado, presentan características y exigencias semejantes?
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BÚSQUEDA DE SOLUCIONES
•Minimizar el CV de producción (prioriza la tecnología de base)
•Minimizar el CF de inversión (prioriza la tecnología de punta)
•El mix tecnológico óptimo minimiza los costes totales bajo la restricción de que la capacidad agregada no supere la cobertura técnica deseada de la punta de demanda
•Para valores intermedios de los CF y CV de ambas tecnologías, es óptima la coexistencia de las dos en la proporción que determine el perfil de la curva de carga
•El monocultivo tecnológico puede resultar óptimo sólo en casos extremos
Parque óptimo de generación:
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BÚSQUEDA DE SOLUCIONES
•El regulador contempla como integrantes del óptimo social la seguridad de abastecimiento y la estabilidad de precios que suministra la diversidad tecnológica.
•El desarrollo sostenible y el protocolo de Kyoto deben ser variables fundamentales en los diseños de los mercados de generación.
No se puede (o no de forma exclusiva) asignar la responsabilidadde los fallos que presenta el mercado eléctrico a herramientas concretas (price-caps, pagos de garantía de potencia, etc.) sino que la solución de problema de la inversión en los mercados eléctricos se debería buscar a través del replanteamiento integral del diseño de estos mercados, sin prescindir de las particularidades de la electricidad y su suministro.
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REFERENCIAS
UN Energy (ONU 2005): “The Energy Challenge for Achieving the Millennium Development Goals”, http://esa.un.org/un-energy
IEA Agencia Internacional de la Energía: “World Energy Outlook 2002”
IPPC Intergovernmental Panel on Climate Change: “Climate Change 2001: Synthesis Report”
HM Treasury (Ministerio de Economía y Finanzas del Reino Unido 2006): “Stern Review Report on the Economics of Climate Change”
REE (Red Eléctrica de España [2005],[2006])
EEA (European Environment Agency)
Pérez Arriaga, J. (2003): “Energía y Desarrollo Sostenible”: Discurso en la Real Academia de Ingeniería, Octubre 2003.
Fabra, Natalia (2007) “La Electricidad: Mercado, Inversiones y Garantía de Suministro”