Sector Eléctrico. Efecto de la reforma³n RAI_Egea.pdf · 6 • Peajes de acceso vigentes...

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Sector Eléctrico. Efecto de la reforma

17 de Septiembre 2013

2

1.- Situación previa a la reforma. Balance económico

2.- Reforma

3.- Efecto en Ciclos combinados

3.1- Situación en el Mercado de Producción

3.2- Situación Económica

4.- Actividad de Distribución

5.- Bono Social

6.- Impacto de la reforma

6.1- Sobre el balance económico del sistema eléctrico. 2013

6.2- Sobre las actividades del sector

1.- Situación previa a la reforma

1.1- Balance económico del sistema eléctrico

3

Mejor estimación del año 2013 Ingresos por peajes 14.364

Costes propios 7.168

Transporte 1.672

Distribución 5.474

Otros (CNE, OS) 21

Costes asociados 15.492

Primas al Régimen Especial 10.001

Sistema extrapeninsular 1.850

Servicio de la deuda (ppal.+ intereses) 2.629

Interrumpibilidad 749

Otros (Mor nuclear, Bono Social) 263

Ingreso Saldo Pagos de Capacidad (exceso (+)/déficit (-)) 276

Déficit de tarifa -8.020

Otros ajustes (*) 296

Total déficit -7.724

Ingresos ley medidas fiscales 2.647

Subastas CO2 150

Anteproyecto Ley: Ingresos extraordinarios 2.200

Total Déficit (-)/Exceso (+) -2.727

(*) Devolución bono social. Intereses titulización, devolución cuotas FADE, sobrecostes extrapeninsulares, cierre de energía

Sin el aporte del ingreso extraordinario de los PGE el sistema tendría un déficit

estructural de 4.927 millones de €

4


2.- Reforma





5.- Bono Social




2.-Reforma

• Tasa de retribución del 6,5% (Bono del Estado+ 200 pbb).

Transporte

76M€/año

Distribución

465M€/año

• Reducción a 10.000 €/MW y ampliación del plazo de cobro al doble de años que resten

para cubrir el periodo de diez años de percepción actual. 313M€/año

• Tasa de retribución del 7,5% (Bono del Estado+300 pbb) 1.500M€/año

Real Decreto Ley 9/2013

Transporte

y

Distribución

Pagos de

Capacidad

(incentivo a la

inversión-

CCGTS)

Renovables,

cogeneración

y residuos

1

2

3

• Financiación bono social Bono Social 6 230M€/año

Efecto en balance

Año 2014

• Costes estándares específicos para los SEIE que permitan reducir el coste y mejorar la

eficiencia

• Traslado a PGE del 50% los sobrecostes de los SEIE

Sistema extrapeninsular

e insular

4 834M€/año

• Se habilita al Ministerio a su revisión trimestral

• Se prevé su actualización en el plazo de 1 mes

Peaje de

Acceso

5 900M€/año

5

Disminución de costes regulados……. 4.318M€/año Otras medidas que reducirán los costes del sistema:

• Reducción y traslado de la interrumpibilidad fuera de los costes regulados

• 50% de reducción del coste de los SEIE

750M€/año

91 M€/año

……..

……..

TOTAL disminución de costes regulados……. 5.159M€/año

6

• Peajes de acceso vigentes desglosado en:

Peajes de acceso de transporte y distribución, calculados s/ metodología CNMC

Cargos necesarios para cubrir los costes asociados, metodología a determinar

• Obligación de revisión automática de los peajes y cargos:

Si se supera un desajuste de más del 2,5%

Si la deuda acumulada supera el 10% de los ingresos estimados del sistema

• La TUR pasa a llamarse precio voluntario para el pequeño consumidor, será un precio máximo

de referencia

• La nueva TUR serán los precios aplicables a los consumidores vulnerables y a los

transitorios (con un descuento o un recargo)

Peajes de

Acceso

Precios

voluntarios y

TUR

1

3

• El posible déficit que se genere en 2013 se recuperará en 15 años

• A partir de 2014 el déficit que se genere será financiado por todos los sujetos del sistema de

liquidaciones, y se recuperará a 5 años

Déficit

Anteproyecto de Ley

2

• Se abandona la separación entre régimen ordinario y régimen especial

• Se posibilita el cierre temporal de las centrales

Actividad de

Producción

4

2.-Reforma

7

2.-Reforma

Reparto por Sectores Impacto Total (M€)

SECTOR ELÉCTRICO 2.950

Generación RO, comercialización, transporte y distribución

Transporte

Distribución

Pagos de Capacidad

Financiación bono social

Gestión de Interrumpibilidad (*)

Reducción extrapeninsulares (**)

1.450 76

465

313

230

275

91

Generación Régimen Especial 1.500

CONSUMIDORES 1.375

Incremento de Peajes 900

Gestión de la Interrumpibilidad(*) 475

CONTRIBUYENTES vía PGE 834

Traslado del 50% SEIE de PGE a costes del sistema 834

TOTAL 5.159

* El coste por interrumpibilidad se reduce 200 M€/año, y pasa a ser financiado el 50% por la demanda y el otro 50% por los sujetos con desvíos

** El otro 50% del recorte del coste de las SEIE´s va a disminuir la aportación PGE

Reparto por sectores

8


2.- Reforma





5.- Bono Social




9

Los ciclos combinados se comienzan a instalar cuando el sistema eléctrico los necesitaba dado que el

margen de reserva exigido por el Operador del Sistema había descendido muy por debajo del 10% de la

punta de demanda

Evolución de la entrada en operación de los

ciclos combinados

3.- Efecto en Ciclos combinados.


10

Efecto sobre los ciclos combinados

1. Prioridad de despacho del Régimen Especial

2. Real Decreto 134/2010 de Garantía de Suministro (Carbón Nacional)

3. Demanda estancada a los niveles del 2007. La producción eléctrica peninsular del 2012 es del

orden de 1% inferior a la de 2007.

5.766 5.764

4.829

4.0094.472

3.524

2.554

1.984

1.492

835

51%

40%

29%

23%

17%

10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 may-13

%Fa

cto

r d

e c

arga

Ho

ras

de

Op

era

ció

n E

qu

ival

en

tes

a P

len

a C

arga

(1

año

s: 8

.76

0 H

EPC

S)

+66%

90% de las

horas sin funcionar

60% de las

horas sin funcionar

Fuente: Estimación propia

3.-Efecto en Ciclos combinados.


11

Crecimiento del Régimen Especial contra la producción de CCTG

49%

9%

H1 2013

173

265 252

3%

12%

25%

34%

25%

15%

11% 13%

17%

19%

20%

26%

35%

41%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0

50

100

150

200

250

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

TWh bc

Demanda transporte (b.c.) CCTG Vs. Demanda Régimen Especial Vs. Demanda

91.3 TWh FC=49%

4.300 hepc

38,6 TWh FC=17%

1.500 hepc



Efecto del régimen especial los ciclos combinados

12

Ley 15/2012 de Medidas Fiscales

Impuesto especial al gas usado en la generación y

cogeneración de electricidad

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

Italia Dinamarca Bélgica Rumanía España

Tipo Impositivo (€/Gj)

Tipo Impositivo (€/Gj)



13

Punta invierno 2013

(MW)

Potencia instalada

(MW)

Potencia disponible

(MW)

Disponibilidad

(%)

Hidráulica 18.142 8.550 47%

Nuclear 7.455 7.000 94%

Carbón 10.245 10.245 100%

Ciclo Combinado 24.933 24.933 100%

Fuel Gas 505 505 100%

Minihidraulica 2.180 434 20%

Eólica 23.150 1836 8%

Fotovoltaica 4.575 0 0%

Termoeléctrica 2.470 113 5%

Resto 8.375 4694 56%

TOTAL 102.030 58.310 57%

Indisponibilidad térmica adicional -2.000

Saldo interconexiones -1.850

TOTAL Potencia disponible 54.460

Punta de demanda máxima prevista 45.000

Índice de cobertura P. disponible/Punta 1,21

Fuente: Previsión cobertura Demanda REE Marzo-2013

REE indica en su informe de “Previsión de la cobertura de la demanda” (Marzo-2013) que el sistema tiene un margen

de reserva total de 9.460 MW, es decir 5000 MW por encima del margen mínimo requerido (10% sobre la punta de

demanda de 2013)

Back-up



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Necesidad de capacidad firme y flexible de respaldo a las

energías renovables…

• La intermitencia de las tecnologías no gestionables es cubierta por el respaldo que ofrece la

capacidad firme de los ciclos combinados

Fuente: Deloitte, 2011

“Con el fin de garantizar la operación del sistema, se hace necesario mantener la viabilidad de la generación térmica de

respaldo y estudiar mecanismos que incentiven la garantía de potencia y la viabilidad de la generación térmica”.

(Subcomisión del Congreso de los Diputados Noviembre de 2010)

3.-Efecto en Ciclos combinados


15 (1) REE-ENTSOE -SCENARIO OUTLOOK AND ADEQUACY FORECAST 2013 2030 (abril de 2013)

• REE, a través de la Asociación Europea de Transportistas Eléctricos (ENTSOE), ha realizado una

proyección nacional al 2030 del sector eléctrico (1) para analizar la garantía de suministro a nivel UE.

• La principal conclusión del estudio para España es:

El sistema podría necesitar nueva potencia firme hacia 2020 ya que el margen de reserva,

en dicho año, sería negativo.

“Moreover, the margin is expected to decrease, meaning that the system could be at risk of

suffering shortages after 2020 if the necessary investments do not take place.”

La proyección se basa en:

1) Incremento de las energías renovables a 2020 en un 32% (+3500 MW solares y +6000 MW

eólicos).

2) Cierre de carbón de 2.700MW y nuclear 400MW.

Necesidad de nueva capacidad al 2020

3.-Efecto en Ciclos combinados


16


2.- Reforma





5.- Bono Social




125(5.000 €/MW)

250(10.000 €/MW)

688(27.500 €/MW)

688(27.500 €/MW)

662Ingresos PXC

379Ingresos PXC

854(34.176 €/MW)

407Margen Bruto Operativo

307Margen Bruto Operativo

Total Costes Fijos IngresosAntes de la Reforma

Ingresos Después de la Reforma

mil

lon

es

de

€(C

os

tes

Fij

os

)

17 17

3.- Efecto en Ciclos combinados.


Después de la Reforma de Julio.

Retribución a la

Inversión

(bono + 300pbb)

Amortización

ATR Gas fijo

O&M fijo

Otros

Balance Económico de los ciclos combinados. Año 2012

2.604 M€ (104.176 €/MW)

1.069 M€ (42.747 €/MW)

686 M€ (27.427 €/MW)

Coste de Inversión 687.500 €/MW

Capacidad instalada (25.000 MW)

18


2.- Reforma





5.- Bono Social




19

4.-Actividad de Distribución

Retribución comparada

Fuente: KPMG. Retribución comparada de la distribución eléctrica en Europa (Mayo 2013)

En términos de retribución por punta de demanda, punto de conexión, consumo o

superficie, la actividad eléctrica en España es de las más eficientes.

Comparativa de costes de distribución 2012 según informe KPMG

Promedio:

0,12 M€/MW

Promedio:

21,0 €/MWh

Promedio:

251 €/cliente Promedio:

6.446 €/km de línea Antes de la Reforma

Sector

0,11 M€/MW

Sector:

17,1 €/MWh

Sector

162 €/cliente Sector:

4.923 €/km de línea Después de la Reforma

20

4.-Actividad de Distribución

Tasa de Retribución

TASA RETRIBUCIÓN

propuesto

OBLIGACIONES DEL

ESTADO A 10 AÑOS* =

4,5% + 6,5%

Año 2014=

+200 pb

(*) Valores estimados por la CNE

NIVEL DE APALANCAMIENTO

OBLIGACIONES DEL

ESTADO A 10 AÑOS* =

4,5% + 7,5%

Año 2014=

+300 pb

=

=

DISTRIBUCIÓN

RENOVABLES

60%

20%

Costes

Propios Deuda

40%

80%

• La tasa de retribución se debería fijar en base al WACC que refleja el

apalancamiento y el tipo de interés exigido a los capitales ajenos y propios

• No es coherente que se fije una tasa de retribución menor a la actividad menos

apalancada

Costes financieros….. 9,25%* 4,5%* ……..

La tasa de retribución propuesta para la actividad de distribución y su

rentabilidad asociada es claramente insuficiente

21


2.- Reforma





5.- Bono Social




22

5.-Bono Social

Nuevo sistema de financiación tras la aplicación de la

Reforma

Definición

• El bono social cubrirá la diferencia entre el valor del precio voluntario para el

pequeño consumidor y la TUR

Financiación

• Será financiado por las matrices de los grupos verticalmente integrados, tiene

consideración de obligación de servicio público

La financiación del bono social debería recaer en los Presupuestos Generales

del Estado dado que su origen proviene de decisiones de política energética

23


2.- Reforma





5.- Bono Social




24

6.-Impacto de la Reforma

Mejor estimación del año 2013 Ingresos por peajes (*) 14.678

Costes propios 6.640

Transporte 1.493

Distribución 5.127

Otros (CNE, OS) 21

Costes asociados 13.713

Primas al Régimen Especial 9.251

Sistema extrapeninsular 834

Servicio de la deuda (ppal.+ intereses) 2.629

Interrumpibilidad 749

Otros (Mor nuclear, Bono Social) 250

Ingreso Saldo Pagos de Capacidad (exceso (+)/déficit (-)) 490

Déficit de tarifa -5.185

Otros ajustes (**) 296

Total déficit -4.889

Ingresos ley medidas fiscales 2.647

Subastas CO2 150

Anteproyecto Ley: Ingresos extraordinarios 2.200

Total Déficit (-)/Exceso (+) +108

(*) Incremento de peajes del 6,5%

(**) Devolución bono social. Intereses titulización, devolución cuotas FADE, sobrecostes extrapeninsulares, cierre de energía

Tras la aplicación de la reforma en 2013 y considerando el ingreso

extraordinario de los PGE desaparece el déficit estructural del sistema

Sobre el balance económico del sistema eléctrico

25


2.- Reforma





5.- Bono Social




26

Otros impactos:

6.-Impacto de la Reforma

Sobre las actividades del sector eléctrico

Año 2014

Retribución

Regulada

(M€)

Retribución

Mercado

(M€)

TOTAL

(M€)

(1)

Impacto

reforma

(M€/año)

(2)

Impacto

reforma

(M€)

(2/1)

Transporte 1.665 + - = 1.665 76 -5%

Distribución 5.310 + - = 5.310 465 -9%

Ciclos combinados 662 + 407 = 1.069 313 -29%

Régimen Especial 10.001 + 4.565 = 14.566 1500 -10%

Compensación Extrapeninsular 1.850 + - = 1.850 182 -10%

TOTAL RETRIBUCIÓN (M€) 19.487 5.891 25.378 2.536 -10%

Interrumpibilidad a consumidores……………………………………………………...:

• Reducción de costes…………………………………………………………:

• 50% de Financiación a demanda y 50% a otros agentes………………..:

Incremento de peajes………………………………………………………………………:

Financiación bono social empresas matrices…………………………………………:

Traslado del 50% SEIE a PGE…………………………………………………………….:

750 M€/año

200 M€/año

550 M€/año

900 M€/año

230 M€/año

834 M€/año

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