LA REGULACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOS Y EXTRAPENINSULARES Escuela Balear de Administración...

LA REGULACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOS Y

EXTRAPENINSULARES

Escuela Balear de Administración PúblicaPalma de Mallorca, 17 de octubre de 2007

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Índice

La Regulación Extrapeninsular

1. Singularidades de los Sistemas Extrapeninsulares

2. Situación actual

3. Desarrollo Normativo

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Mayores crecimientos

1. La Regulación Extrapeninsular

Singularidades: a. Crecimientos de la demanda superiores

Ciclos inversores más cortos

Variación de la demanda b.c.

4,6%5,2%

7,7%8,5%

10,5%

5,6%

7,3%

2,5%

10,8%

3,9%4,8%

3,7%

3,8%2,9%

3,9%

6,5% 6,5%5,8% 5,5%

2,9%

6,8%

4,5% 4,6%

2,8%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Baleares Canarias Peninsular

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No se aprovechan las economías de escala

(por razones de seguridad, no se debe superar una determinada relación potencia/demanda)

Central hidráulica con embalse (1.000 MW)

Grupos térmicos carbón / fuel / gas natural (500 MW)

Central nuclear (1.000 MW)

Grupos térmicos carbón, fuel y ciclos combinados G.O. (125/250 MW)

Motores Diesel y turbinas de gas (30/70 MW)

Península:

Islas:


Singularidades: b. Menor tamaño de las centrales

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Limitación de fuentes de energía primaria

Central hidráulica con embalse (1.000 MW)

Grupos térmicos carbón / fuel / gas natural (500 MW)

Central nuclear (1.000 MW)

Península:

Islas:


Singularidades: c. Menor acceso a fuentes de energía primaria

Grupos térmicos carbón, fuel y ciclos combinados G.O. (125/250 MW)

Motores Diesel y turbinas de gas (30/70 MW)

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Elevado coste y gran volatilidad en el precio de los combustibles


Singularidades: d. Generación basada en productos petrolíferos

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Misma seguridad de suministro que en península:

Mayores necesidades de reserva rodante (la calidad del suministro depende fundamentalmente de la generación)

GENERACIÓN = DEMANDA + PÉRDIDAS


Singularidades: e. Sistemas pequeños no interconectados

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Mayores costes de inversión y de explotación

1. La Regulación Extrapeninsular Singularidades: f. Mayores requerimientos ambientales y menor

disponibilidad de ubicaciones

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Coste de transporte de materiales, equipos y combustibles


Singularidades: g. Sobrecostes de transporte

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2.Situación actual de los SEIE

RÉGIMEN ORDINARIO

Potencia peninsular

(MW)

Potencia extrapeninsular

(MW)

Potencia total (MW)

Hidráulica 16.657 1 16.658Nuclear 7.716 0 7.716Carbón 11.424 510 11.934Fuel/gas 6.647 2.796 9.443CCTG 15.500 1.061 16.561

TOTAL 57.944 4.368 62.312

RÉGIMEN ESPECIAL

Potencia peninsular

(MW)

Potencia extrapeninsular

(MW)

Potencia total (MW)

Cogeneración 5.892 39 5.931Eólica 11.471 135 11.606Hidráulica 1.788 0 1.788Otros 1.751 81 1.832TOTAL 20.902 255 21.157TOTAL POTENCIA 78.846 4.468 83.469

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Potencia Bruta 31/12/2006 (MW)

I. Baleares Ibiza Turbina de gas 89 Diesel 148,5 Formentera Turbina de gas 14 Mahón Diesel 47,4 Turbina de gas 121 Alcudia C.Vapor (carbón) 510 Turbina de gas 75 Son Reus Turbina de gas 154 C.Combinado 232,8 C.Combinado 225

Cas Tresorer Turbina de gas 150

Localización Central Tecnología

2. Situación actual de los SEIE

Tipología MWHidráulica -Nuclear -Carbón 510

Fuel/gas 799 CCTG 458

Total 2006 1.767

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Balance eléctrico extrapeninsular (GWh) Islas Baleares Islas Canarias Ceuta Melilla TOTAL

Hidráulica - - - - - Carbón 3.320 - - - 3.320 Fuel / gas 1.335 6.803 211 178 8.527 Ciclo combinado 1.442 2.064 - - 3.506 Producción bruta 6.097 8.867 211 178 15.353 Consumos generación - 358 - 486 - 9 - 10 - 863 Producción neta 5.739 8.381 202 168 14.490 Régimen especial 138 505 2 645 TOTAL 5.877 8.886 202 170 15.135

Balance eléctrico extrapeninsular. Fuente REE y CNE. Año 2006

2.Situación actual de los SEIE

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REAL DECRETO 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

Orden ITC/913/2006, de 30 de Marzo por la que se aprueban el método de cálculo del 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

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

El 10 de abril de 2006 entró en vigor la normativa que faculta a Red Eléctrica para ejercer las funciones de operación del sistema eléctrico balear

Resolución de 28 de abril de 2006 por el que se aprueban un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

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Resolución de 28 de abril de 2006 por el que se aprueban un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

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Generales (Artículo 17 de la Ley 54/1997)

· Tarifas y peajes de carácter único en todo el territorio español.

· Satisfechas por los consumidores

· Suficiencia para retribuir el coste de producción, las actividades y los costes regulados

Particulares (Artículo 12 de la Ley 54/1997)

· La producción extrapeninsular podrá percibir una compensación

· El transporte y la distribución se retribuirán de acuerdo con los principios generales

Particulares (Artículo 16 de la Ley 54/1997)

· La compensación extrapeninsular es un coste permanente

3. La Regulación Extrapeninsular Ley del Sector Eléctrico: Regulación especial (art. 12)

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Generación

· Consideración de las especificidades y de los sobrecostes

· Fomento de la disponibilidad: retribución coste fijo

· Eficiencia en la explotación: despacho de costes variables del O.S.

Transporte y distribución

Comercialización: mercado minorista

· No discriminación a los consumidores cualificados insulares por estar ubicados fuera de la península (Desarrollo de la DT 13ª del RD 1955/2000, de 1 de diciembre)

Posibilidad CC.AA establezcan una señal de precio con el mismo nivel (en términos anuales) que en península, pero que considere el estado del sistema

Libertad de elección de comercializador

3. La Regulación Extrapeninsular Real Decreto 1747/2003

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Tarifa integral y tarifa de acceso (transporte y distribución)

· Las mismas para el territorio nacional

· Deben ser pagadas por los consumidores españoles

· Deben ser suficientes para retribuir: energía (precio de mercado), actividades reguladas (T,D) y costes regulados (extras)

Actividades insulares y extrapeninsulares

· El coste de generación debe ser incorporado en la tarifa energética: coste de combustibles, de operación y mantenimiento, de inversión y los correspondientes a la garantía de potencia

· Las actividades de transporte y distribución deberán ser remuneradas con las reglas generales

· Acceso de Terceros a la Red (ATR) (generadores, distribuidores y consumidores)

· Separación entre actividades reguladas y liberalizadas

3. Principios de la regulación insular y extrapeninsular

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Consumidores insulares y extrapeninsulares:

· Garantía de suministro

· Acceso de Terceros a la Red (ATR)

· Consumidor cautivo: tarifa general integral

· Consumidor libre: existe elegibilidad universal para elegir comercializador

Pago de los consumidores libres:

Energía horaria + pérdidas -> precio de mercado spot peninsular

Tarifa de acceso -> tarifa general de acceso


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Operador del Sistema

· Para garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la adecuada coordinación de la generación y el transporte

· Gestión del despacho de energía basado en costes variables horarios

Generación:

· Libertad de instalación

· Remuneración mediante costes estándar (en la Península está basado en el mercado). Los costes estándar tienen dos componentes:

o Costes fijos: Coste estándar de Inversión + Coste fijo de O&M

o Costes variables horarios: Coste combustible + Coste variable O&M + Coste de arranque y parada + Coste de reserva


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Generación:

· Coste fijo (Gpot): Coste de inversión (CIT)+ Coste O&M (COMT)

o Con un incentivo a la disponibilidad de potencia >=88% (7.709 horas al año)

o Basado en costes auditados y límites de inversión por tecnología

Inversión estándar (VI) =

= Coste auditado + ½ (Límite de inversión de la tecnología – Coste auditado)

CIT = Amortización (A) + Coste Financiero (R) = VI/n + VN*Tr

VN = VI – Aa Tr = tasa de interés: Euribor 10 años + 0,3

COMT = estándar (costes de personal, etc)

Turbinas de gas: 8.147 horas<> 93% Ciclos combinados: 8.147 horas<> 93% Motores diesel: 7.884 horas<> 90% Grupos de vapor con carbón: 7.709 horas<> 88% Grupos de vapor con fuel oil: 7.709 horas<> 88%


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Generación:

· Costes variables horarios (€/kWh):

Coste combustible + Coste variable O&M + Coste de arranque y parada + Coste de reserva+Coste banda regulación

o Coste combustible (Cfun) = es calculado sobre un estándar de eficiencia y el precio estándar del combustible

o Coste variable O&M(Com) = revisiones programadas estándar (materiales, fungibles, consumibles, etc)

o Coste de arranque y parada (Car) = f´(consumo energético específico, t) * precio del combustible + coste de O&M adicional

o Coste de reserva(Crc) = CC * precio del combustible + Creg

o Coste banda regulación (Creg)=a’’’Preg


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Coste de combustible (Cfun)

Eficiencia estándar * potencia horaria * precio estándar del combustible

(kilocalorias/h) * kW * €/kilocalorias

· Eficiencia estándar = función cuadrática de la potencia horaria =

= a (kcal/h) + b (kcal/(h.MW)) *e (MW) + c (kcla/(h.MW2))*e2(MW2)

Hay algunas funciones estándar (curvas) que corresponden con la tecnología y el tamaño

Es necesario recalcularlas respecto a las existentes (by 2010) y nuevas (6 meses después de que empiecen a funcionar) instalaciones -> pruebas

3. Regulación del coste de combustible

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Coste de combustible(Cfun)

Eficiencia estándar * potencia horaria * precio estándar del combustible

(kilocalorias/h) * kW * €/kilocalorias

· Precio estándar del combustible = precio combustible + coste logística

1.- Las referencias del precio de combustible (CIF) son establecidas mediante Orden Ministerial de esta forma:

o Carbón importado: índice API#2, publicado en Coal Daily de Energy Argus

o Heavy fuel oil bajo en sulfuro y Precios CIF del gasoil en el Mediterráneo (Genova/Lavera), publicados en Platts European Marketscan

Existe otra publicación, con precios trimestrales, editada por la Agencia Internacional de la Energía

2.- Coste de logística establecido en la Orden Ministerial basada en costes auditados (descarga, transporte, almacenamiento y costes comerciales)

3. Regulación del coste de combustible

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Estándar de eficiencia -> pruebas

Precio estándar del combustible -> precios mensuales internacionales

Potencia horaria -> equivalente a la energía generada cada hora

Coste final del combustible (€/MWh) =

=Sh eficiencia estándar * potencia horaria * precio estándar del combustible =

= eficiencia estándar * energía generada * Precio estándar del combustible

3. Información sobre combustibles

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Periodo hasta2005: Valores auditados

• Carece de sentido la aplicación de incentivos (disponibilidad,

estándares de inversión, logística, etc)

• Retribución financiera a partir del Valor Neto derivado del

bruto auditado (salvo en 2001, a partir del Valor Bruto, según

DT 1ª del RD)

Desde 2006: Valores estándares, basados en datos

auditados y revisables periódicamente, con incentivos

disponibilidad.

3. La Regulación Extrapeninsular OO.MM. de 30/3/06 de desarrollo Real Decreto 1747/2003

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DISTRIBU C ION2.906 M €

TRANSPORTE696 M €

SUMINISTRO261 M €

TOTAL

INSTITU C IONES36 M €

CONSUM.FINAL

Precio del mercado

Costes Regulados

DISTRIBUCIÓN

3.541 M€TRANSPORTE1.013 M€

SUMINISTRO

300 M€

TOTAL19.237 M€

INSTITUCIONES58 M€

CONSUM.FINAL

Precios del mercado

Costes Regulados

CAPACIDAD0,481 c€/kWh 1.113 M€

Nuclear y otros:384 M€

Extrapeninsular:517 M€

Prima Carbón Aut:110 M€

Prima RE: 1.599 M€

ENERGÍAMERCADO3,754 c€/kWh

10.417 M€

E4: 173 M€

Años anteriores: 227 M€

Déficit implícito: -215 M€

EXTRAS s/4,235 c€/kWh

Sobrecoste del 2,7

%

3. La Regulación Extrapeninsular La tarifa eléctrica en 2006

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Realizar mensualmente las liquidaciones provisionales (junto al Operador del Sistema)

Informar anualmente de la liquidación final

Costes fijos (Gpot):

· Informar sobre la planificación indicativa de generación

· Informar sobre incentivos a la disponibilidad de capacidad (>=88%)

· Informar sobre costes fijos de O&M costs (en 2008)

· Informar sobre los principales criterios de las auditorías económicas

· Informar sobre extra-inversiones (por razones de seguridad)

· Auditar costes finales fijos (costes de inversión y costes fijos de O&M)

4. Nuevas responsabilidades de la CNE

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Costes variables horarios (€/kWh):

· Informar sobre los principales criterios para la realización de pruebas (pruebas para determinar la eficiencia estándar)

· Informar sobre los principales parámetros técnicos de cada instalación

· Informar sobre los costes logísticos (cada 4 años)

· Auditar los costes variables finales

4. Nuevas responsabilidades de la CNE

Fin de la presentaciónwww.cne.es

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