Download - Consideraciones ambientales

Transcript
Page 1: Consideraciones ambientales

1

REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES.

CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES

Page 2: Consideraciones ambientales

2

Índice

1. El desarrollo energético sostenible.

2. Los impactos ambientales

3. La internalización de costes ambientales

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente

5. Regulación de la producción en régimen especial (las

energías renovables)

Anexo: Referencias europeas de carácter ambiental

Page 3: Consideraciones ambientales

3

la explotación Sociedad basada en de la

energía.

la utilización

Crecimiento de la demanda eléctrica, la electricidad es una

forma de energía versátil y limpia en el punto de consumo.

Ratio de consumo > Ratio de Producto Interior Bruto

SE INCREMENTA LA

INTENSIDAD ENERGÉTICA Consumo creciente, a pesar de las mejoras en la eficiencia.

1. El desarrollo energético sostenible. Consumo de energía.

Page 4: Consideraciones ambientales

4

1. El desarrollo energético sostenible.

Demanda eléctrica (anual).

Page 5: Consideraciones ambientales

5

1. El desarrollo energético sostenible.

Demanda eléctrica (mensual).

Page 6: Consideraciones ambientales

6

1. El desarrollo energético sostenible.

Demanda eléctrica (diaria).

Page 7: Consideraciones ambientales

7

La “Agenda 21” recoge las conclusiones de Río de Janeiro.La Unión Europea :- Incorpora: Tratado de Amsterdam (1997) y Consejo de Lisboa (2000).- Elabora una Estrategia Conjunta, Consejo de Gotenburg (2001), con cuatro prioridades: cambio climático transporte salud pública recursos naturalesEl Gobierno español elabora la Estrategia Española de Desarrollo Sostenible.

DESARROLLODESARROLLOECONÓMICOECONÓMICO

DESARROLLODESARROLLOECONÓMICOECONÓMICO

DESARROLLODESARROLLOAMBIENTALAMBIENTAL

DESARROLLODESARROLLOAMBIENTALAMBIENTAL

DESARROLLODESARROLLOSOCIALSOCIAL

DESARROLLODESARROLLOSOCIALSOCIAL

1. Desarrollo Energético SostenibleEl desarrollo sostenible

Page 8: Consideraciones ambientales

8

-Libro Verde “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”.-Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999-Informes Marco CNE 2001, 2002-Documento de Planificación 2002

EFICIENCIAEFICIENCIAECONÓMICAECONÓMICAEFICIENCIAEFICIENCIA

ECONÓMICAECONÓMICA

COMPATIBILIDADCOMPATIBILIDADAMBIENTALAMBIENTAL

COMPATIBILIDADCOMPATIBILIDADAMBIENTALAMBIENTAL

SEGURIDAD DESEGURIDAD DE ABASTECIMIENTOABASTECIMIENTOSEGURIDAD DESEGURIDAD DE

ABASTECIMIENTOABASTECIMIENTO

1. Desarrollo Energético Sostenible

-Proceso de liberalización

-Eficiencia de mercado

-Agotamiento de los recursos naturales-La transformación y el uso de la energía tienen efectos negativos sobre el medio ambiente.

Page 9: Consideraciones ambientales

9

Central térmica

carbón/petróleo/ gas natural

2. Los impactos ambientales. Generación.

Page 10: Consideraciones ambientales

10

Las centrales térmicas tienen impactos ambientales.

Son responsables de:

68% de emisiones totales de SO2

Lluvia ácida 23% de emisiones totales de NOx

90% de emisiones de NOx procedentes de GIC*

90% de emisiones de SO2 procedentes de GIC*

Cambio Climático 27% de emisiones totales de CO2

Residuos peligrosos 95% producción de residuos de alta actividad*GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)

2. Los impactos ambientales. Generación.

Page 11: Consideraciones ambientales

11

2. Los impactos ambientales. Generación.

Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicasEstimación hasta 2006

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

kt

CO

2

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

kt

NO

x,

SO

2 y

p

art

ícu

las

CO2 SO2 NOx Partículas

Page 12: Consideraciones ambientales

12

2. Los impactos ambientales. Generación.

Emisiones de CO2 en GIC. Año 2001.

Fuel / Gas16%

Carbón de Importación

18%

Lignito Pardo18%

Lignito Negro8%

Hulla + Antracita

40%

Emisión de CO2 por sectores.

Transporte39%

Otros10% Energía

29%

Manufactura y construcción

22%

Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31/12/01).

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

J.Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes VandellósII

Trillo

Capacidad ocupada Capacidad libre

REINO UNIDO2,6IRLANDA

3,3

BÉLGICA3,6

DINAMARCA3,1

SUECIA1,9

FINLANDIA3,5

HOLANDA3,5

FRANCIA2,0

PORTUGAL1,6

ESPAÑA2,1

ITALIA2,3

AUSTRIA2,3

ALEMANIA3,0

GRECIA2,8

Índice de emisión de CO2 por habitante en los países de la UE

LUXEMBURGO3,7

0 a 2 tC/hab/año

2,1 a 2,5 tC/hab/año

2,6 a 3 tC/hab/año

3,1 o más tC/hab/año

REINO UNIDO2,6IRLANDA

3,3

BÉLGICA3,6

DINAMARCA3,1

SUECIA1,9

FINLANDIA3,5

HOLANDA3,5

FRANCIA2,0

PORTUGAL1,6

ESPAÑA2,1

ITALIA2,3

AUSTRIA2,3

ALEMANIA3,0

GRECIA2,8

Índice de emisión de CO2 por habitante en los países de la UE

LUXEMBURGO3,7

0 a 2 tC/hab/año

2,1 a 2,5 tC/hab/año

2,6 a 3 tC/hab/año

3,1 o más tC/hab/año

Page 13: Consideraciones ambientales

13

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución

Page 14: Consideraciones ambientales

14

- Inducción electrostática

- Inducción electromagnética

- Pérdidas de energía (a través del calor)

- Ruido audible

- Radio-interferencias

- Posibles efectos biológicos

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

Page 15: Consideraciones ambientales

15

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

Page 16: Consideraciones ambientales

16

Bombilla Aspirador Televisiónen color

FrigoríficoSecador

2 V/m 16 V/m 30 V/m 40 V/m 50 V/m

Valores de los campos eléctricos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente.

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

Page 17: Consideraciones ambientales

17

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

Page 18: Consideraciones ambientales

18

Bombilla Aspirador Televisiónen color

FrigoríficoSecador

0.5 - 2 μT

2 - 20 μT 0.04 - 2 μT 0.1 - 10 μT 0.07 - 0.3 μT

5 - 20 mG 20 - 200 mG 0.4 - 20 mG 1 - 100 mG 0.7 - 3 mG

Valores de los campos magnéticos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente.

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

Page 19: Consideraciones ambientales

19

Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. Costes ambientales Costes del suministro a largo plazo

Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN NO SON LOS QUE PAGAN.

La administración tiene dos opciones:Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep.02) Internalizar los costes ambientales

INTERNALIZACIÓN DE LOSINTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALESCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo

energético sea sostenible

3. La internalización de costes ambientales

Page 20: Consideraciones ambientales

20

Mecanismos Directos: E.I.A., “Command and Control” y planificación. Mecanismos Indirectos :

Fiscalidad: impuestos energéticos, impuestos sobre el dióxido de carbono (incluyen el coste ambiental). Reforma fiscal verde.

Mercado: comercio de emisiones, certificados verdes comercializables.

Incentivos económicos a las energías renovables y tecnologías eficientes (incluyen beneficios ambientales relativos), pagados por todos los consumidores de electricidad

• Primas a la producción en régimen especial

• Incentivos a programas de gestión de la demanda

Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos Implementación asimétrica de los mecanismos

GRADUALIDAD Y PRUDENCIA GRADUALIDAD Y PRUDENCIA

3. La internalización de costes ambientales

Page 21: Consideraciones ambientales

21

MECANISMOS DE PRECIO

vs. MECANISMOS DE CANTIDAD

MECANISMOS DE PRECIO vs.

MECANISMOS DE CANTIDAD

Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio

- Comercio de emisiones

- Certificados verdes

Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad

- Impuesto

- Tarifa o prima

R.U., AUS, BEL, ITA, HOL, DIN, SUE AUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL

IR: Subastas de capacidad: precio fijo, procedimiento competitivo

3. La internalización de costes ambientales

Page 22: Consideraciones ambientales

22

ESTRATEGIAESPAÑOLA DE

EFICIENCIAENERGÉTICA

ESTRATEGIAESPAÑOLA FRENTE

AL CAMBIO CLIMÁTICO

ESTRATEGIAESPAÑOLA DE DESARROLLOSOSTENIBLE

Ministerio deEconomía

Ministerio deMedio

Ambiente

La Ley del SectorEléctrico (1997) trata de GARANTIZAR:

• suministro

• calidad

• menor coste

sin olvidar el medio ambiente

4.La regulación eléctrica y el medio ambiente Marco regulatorio español

Page 23: Consideraciones ambientales

23

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente La autorización de instalaciones

Sistema de autorización de carácter reglado-“Acreditar la minimización del impacto ambiental”

D.I.A <-> P.A.I.

Page 24: Consideraciones ambientales

24

Régimen especial Producción de instalaciones

P<=50MW que utilicen:

Incorpora su energía excedentaria a la red ó a participan voluntariamente en el mercado

Retribución: Precio Mercado + Prima NOTA: La prima la pagan todos los consumidores

Régimen ordinario Instalaciones convencionales

Térmicas Nucleares Hidráulicas

Obligación de ir al mercado P>50MW

Retribución: Precio Mercado

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: La generación en el mercado mayorista (organizado o contratos)

Page 25: Consideraciones ambientales

25

1998 1999 2000

15 GWh 5 GWh3 GWh 2 GWh 1 GWh Alta Tensión

Ene. Abr. Jul. Oct.

700 clientes26% de la energía del sistema

10.000 clientes43% energía

65.000 clientes52% energía

Julio

2003

22.000.000 clnt.100% energía

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: Los consumidores en el mercado minorista (Empresa comercializadora – Consumidor elegible)

Page 26: Consideraciones ambientales

26

Gestión de la demanda eléctrica

• Desplazamiento de la curva de carga (modulación del consumo hacia momentos de menor precio)

• Suministro de servicios complementarios

Ahorro energético

• Disminución del consumo “prescindible” (adopción de nuevas pautas de consumo) e “imprescindible” (mejoras técnicas)

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación. Definiciones

Mejora de la eficiencia económica, por perseguir un consumo de energía más económico o tratar de evitar parte del mismo

Dado nuestro mix de generación, mejora la eficiencia energética

Page 27: Consideraciones ambientales

27

Experiencia anterior en gestión de la demanda y ahorro energético

• Tarifa horaria de potencia y complementos por discriminación horaria e interrumpibilidad

• Programas de gestión de la demanda eléctrica en los sectores de baja elasticidad precio. Años 1995, 1997 y 1998 (5.300 MPTA/año ó 32 M€/año)

• Programas de ahorro y eficiencia energética. Plan Energético 1991/2000 (200.000 MPTA ó 1.202 M€): ahorro, sustitución, cogeneración y renovables

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación.

Experiencia positiva, pero insuficiente.

Page 28: Consideraciones ambientales

28

Programas de gestión de la demanda eléctrica (1998)• Sobrecoste del 0,25% de la facturación electricidad

• Incentivar económicamente la penetración de nuevas tecnologías de consumo eficiente (consumo imprescindible):

• lámparas de bajo consumo • electrodomésticos clase A • bombas de calor • sistemas de regulación de motores.

• Información y formación del consumidor (consumo prescindible y/o modificar curva de carga)

• Sectores: doméstico, alumbrado público, administración pública y pymes

• Resultados positivos: ahorro anual de 225 GWh y periodos cortos de recuperación del incentivo (23 PTA/kWh)

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Incentivos a programas de gestión de la demanda.

Consumidor para el que la electricidad es un servicio necesario

(Demanda inelástica)

En realidad, son programas de ahorro.

Page 29: Consideraciones ambientales

29

Tarifas de acceso Señales de localización (pérdidas estándares). Mercado (organizado o libre)-> elegibilidad universal 2003

– Señal de precio del mercado (Demand Side Bidding)• Participación directa• Participación mediante un comercializador, usando

contratos bilaterales o certificados

-> energía verde– Participar en servicios complementarios

• regulación terciaria (interrumpibilidad en operación normal) • control de tensión (energía reactiva)

– Participar en la garantía de potencia (interrumpibilidad en situaciones de escasez)

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Posibilidades de actuación de los consumidores

Consumidor para el que la electricidad es un input productivo

(Demanda elástica)

Presencia activa en el mercado de la demanda

Page 30: Consideraciones ambientales

30

Objetivo: impulsar actuaciones y políticas de DS

3 fases (Comis. Interministerial, Consulta pública e institucional, Aprobación)

Documento de Consulta: • Diagnostico de sostenibilidad, • Selección de temas, • Instrumentos, • Seguimiento y evaluación.

La EEDS debe identificar:

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española de Desarrollo Sostenible EEDS

RetosRetos OportunidadesOportunidadesAportacionesAportaciones

ClavesClaves

Page 31: Consideraciones ambientales

31

Objetivo: establecer un conjunto de planes y programas sectoriales de ámbito nacional que:

• Ofrezcan soluciones a los problemas derivados de las alteraciones del clima y sus efectos sobre el medio ambiente.

• Permitan cumplir los compromisos internacionales. Deberá:

Definir la aplicación de los Acuerdos Internacionales. Fijar un calendario para el desarrollo de medidas que

frenen la emisión de GEI. Incluir obligaciones para todas las Administraciones

Públicas. Solicitar la cooperación del sector privado.

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

Page 32: Consideraciones ambientales

32

Emisiones totales España 1990: 235 Mt (CC.TT. 60 Mt)

Emisiones totales España 2000: 309 Mt (CC.TT. 90 Mt <> 30% de las totales)

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

Spain

200.000

250.000

300.000

350.000

Total National Emissions Kyoto target: 1990 + 15%

Gg CO2

Page 33: Consideraciones ambientales

33

Medidas: - Liberalización (eficiencia)

- Comercio de emisiones

- Plan de Fomento de Energías Renovables

- Gas Natural (ciclos combinados y otros)

- EEEE

- Biocombustibles

- Fiscalidad energética

- Hidrógeno

- Captura CO2

- etc

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

kt C

O2

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

kt N

Ox,

SO

2 y

par

tícu

las

CO2 SO2 NOx Partículas

Page 34: Consideraciones ambientales

34

Objetivo: Promover la eficiencia energética implicando a todos los sectores.

Garantizar el suministro de energía (alta dependencia exterior). Incrementar la competitividad de los sectores productivos. Participar en el cumplimiento de compromisos ambientales

(GEI,TNE, GIC, etc). Se desarrolla a través de grupos sectoriales: transformación de la

energía, transporte, edificación, terciario y residencial, industria y servicios públicos.

AdministracionesTécnicosRepresentantes sociales

Asociaciones empresariales

Colectivos locales y … ¡ CIUDADANOS !

4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE

Page 35: Consideraciones ambientales

35

Reducción de la intensidad energética primaria del

Consumo base

2012Ahorro anual

Ahorro acumulado

2004 - 2012

Energía final 136.000 ktep 10.000 ktep 42.000 ktep

Energía primaria 180.000 ktep 16.000 ktep 70.000 ktep

Económico - 3.000 M€ 13.000 M€

7,2 %

Transporte 4.800 ktepIndustria 2.300 ktepEdificación 1.700 ktep

90 %

Este ahorro anual de energía final se reparte:

4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos directos

Page 36: Consideraciones ambientales

36

4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos directos

0,2

0,21

0,22

0,23

0,24

0,25

0,26

1990 2002 2012

tep

/mile

s €9

5

Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética

Page 37: Consideraciones ambientales

37

• Incremento de la competitividad y mejora del empleo• Mejora del autoabastecimiento (hasta el 27%)• Reducción de las emisiones

• Anuales (a partir de 2012): 42 Mt CO2

• Acumuladas: 190 Mt CO2

• Económica: entre 2.000 y 6.000 M€

Consecución de objetivos mediante: 26.000 M€Inversiones asociadas: 24.000 M€ Subvenciones públicas: 2.000 M€

4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos indirectos

Page 38: Consideraciones ambientales

38

4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos indirectos

0

100

200

300

400

500

1990 2002 2012

Mt

CO

2Reducción de emisiones de CO2

Objetivo Kioto Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética

Page 39: Consideraciones ambientales

39

Consumo de energía primaria en España

54,1%

10,4%13,5% 15,5%

49,8%

17,0%12,2%

8,4%4,0%2,3%

2,0%

10,3%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

petroléo gas natural nuclear hidráulica>10MW otras renovables carbón

% s

/tot

al

1998 (114 Mtep) Escenario previsto por Plan (135 Mtep)

1998: 6,3%

2010: 12,3%

Objective 2010 by Gross Energy Demand -Decreasing petrol, nuclear and coal - Significant increasing natural gas

- Increasing RES

SPANISH PLAN FOR RENEWABLES

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

Page 40: Consideraciones ambientales

40

Previsión 2010:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico

(58 MW en 1998, 1.844 MW en 2010)

- Se multiplica por 10 la eólica (837 MW en 1998, 8.977 MW en 2010)

- Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red

(1 MW en 1998, 316 MW en 2010)

- Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW

(1.190 MW en 1998, 2.260 MW en 2010)

- Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 271 MW en 2010)

- Desarrollo de biocarburantes

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

Page 41: Consideraciones ambientales

41

Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA)

Subvenciones

A la inversión 532

Al tipo de interés 592

Al combustible 354(biomasa)

Incentivos fiscales 987Total ayudas públicas (PGE) 2.468

(26% de la inversión)

Total primas (tarifa eléctrica) 2.609

TOTAL AYUDAS 5.077 M€ (845.000 MPTA)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

Page 42: Consideraciones ambientales

42

Previsión 2011:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico

(58 MW en 1998, 3.176 MW en 2011 (PFER 1.844))

- Se multiplica por 15 la eólica (837 MW en 1998, 13.000 MW en 2011 (PFER 8.977) )

- Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red

(1 MW en 1998, 344 MW en 2011 (PFER 316))

- Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW

(1.190 MW en 1998, 2.380 MW en 2011 (PFER 2.260))

- Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 262 MW en 2011 (PFER 271))

-Cogeneración

(5.400 MW en 2001, 7.100 MW en 2011)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. El documento de planificación (Septiembre 2002)

Page 43: Consideraciones ambientales

43

Evolución de la pote ncia instalada e n Régimen Especial en

Espa ña.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Cogeneración Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat.Residuos Fotovoltaica

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 44: Consideraciones ambientales

44

Evolución anual de la potencia instalada en ré gime n ordinario

y especial pe ninsula r.

2%3% 4%

5%6%

7%8%

9%

12%

14%

17%

19%

21%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Total R.Ordinar io Total R. Especialesp % R. Especial/Total

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 45: Consideraciones ambientales

45

Potencia instalada en régimen ordinario y especial peninsular a 31/12/2002

7.816

11.565

10.288

5.5054.458

1.492944

16.586

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000M

W

R.Ordinario (46 GW)

R.Especial (12 GW)

1.033 Instalaciones*

* Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario

2.700 Instalaciones

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 46: Consideraciones ambientales

46

Evolución anual de la dema nda bruta y la e nergía ve ndida por

el régimen especial peninsular.

1%2%

3%

4%

6%6%

9%10%

11%

13%14%

15%

17%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

Demanda bruta peninsular R.Especial peninsular % R.Especial/Demanda

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 47: Consideraciones ambientales

47

Evolución del Ré gime n Espe cial en Espa ña.

35.740

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

Cogeneración Distribuidor Cogeneración Mercado EólicaHidráulica Biomasa ResiduosFotovoltaica Trat. Residuos Total R.Especial

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 48: Consideraciones ambientales

48

Evolución de la energía vertida por el Régimen Especial en

España.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GW

h

2000 1999 1998 2002 2001

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 49: Consideraciones ambientales

49

Evolución de la participación que repre se ntan las ene rgías

re nova bles sobre la de manda en España .

22.194

39.54237.692

19%20%

15%

18% 19%

15%

26%

22% 22%

16%

18%

24%

16,5%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

DEMANDA_GWh HIDRÁULICA R.O. RENOVABLES Renovables/Demanda

Objetivo de la Directiva: 29% en 2010

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 50: Consideraciones ambientales

50

2002/01

ktep. Estruct. (%) ktep. Estruct. (%) ktep. Estruct. (%) %CARBON 21.635 17,3 19.528 15,3 22.888 16,6 17%PETROLEO 64.663 51,7 66.721 52,2 67.611 51,1 1%GAS NATURAL 15.223 12,2 16.405 12,8 18.757 14,2 14%NUCLEAR 16.211 13,0 16.602 13,0 16.422 12,4 -1%RENOVABLES 6.990 5,6 8.377 6,55 7.096 5,40 -15%

HIDRAULICA 2.534 2,0 3.528 2,8 1.980 1,5 -44%OTRAS ENERGIAS RENOVABLES 4.456 3,6 4.849 3,8 5.116 3,9 6%

SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.) 382 0,3 297 0,2 458 0,3

TOTAL 125.103 100,0 127.931 100,0 133.232 100,0 4%ktep:kilotoneladas equivalentes de petróleo.

Consumo de energía primaría en España.

2000 2001 2002

Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en 2010

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 51: Consideraciones ambientales

51

TECNOLOGIA MW NºINST

COGENERACIÓN 5.647 845

SOLAR 5,80 796

EÓLICA 5.123 278

HIDRÁULICA 1.510 858

BIOMASA 331 49

RESIDUOS 436 31

TRAT.RESIDUOS 342 30

Total general 13.396 2.887

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación. Situación a Septiembre 2003

Page 52: Consideraciones ambientales

52

Evolución de la potencia instalada de cogeneración.

4 4 4108 171 308

524642

840932 986 1.009

286513 564

797987

1.168

1.510

1.748

2.222

2.571

3.217

3.596

1.022

3.820

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Otros Gasoil Fuel Oil Gas natural

P l a n t a s d e c o g e n e r a c i ó n :

A Ñ O 2 0 0 0 A Ñ O 2 0 0 1

5 M W

2 5 M W

1 0 0 M W

P l a n t a s d e c o g e n e r a c i ó n :

A Ñ O 2 0 0 0 A Ñ O 2 0 0 1

5 M W

2 5 M W

1 0 0 M W

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 53: Consideraciones ambientales

53

Evolución e incremento anual de la potencia total insta lada en

cogene ra ción.

224

1.000

409

724

493

356597 648

1.150 1.4411.759

2.350

2.728

3.7284.221

4.945

5.3555.579

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Cogeneración Incremento sobre el año anterior Total Cogeneración

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 54: Consideraciones ambientales

54

Planta de Toledo PV (1MW)Año 2001

Año 2002

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 55: Consideraciones ambientales

55

Evolución anual del número de instalaciones fotovoltaicas

146

351

0

100

200

300

400

500

600

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 20012002

Fotovoltaica Incremento sobre el año anterior

Evolución e incremento anual de la potencia instalada fotovoltaica

1,823

2,310

1 1,0891,1181,333

3,155

5,465

0

1

2

3

4

5

6

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

FV Incremento sobre el año anterior Total FV

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 56: Consideraciones ambientales

56

Año

2002

Año

2001

Año

2002

Año

2001

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 57: Consideraciones ambientales

57

Evolución anual de la potencia instalada eólica

687

704

1.133

1.219

2 3 33 34 41 98 227 420838

1.524

2.228

3.361

4.580

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Eólica Incremento sobre el año anter ior Total Eólica

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 58: Consideraciones ambientales

58

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 59: Consideraciones ambientales

59

Año 2001 Año 2002

P < 10MW

P > 10MW

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 60: Consideraciones ambientales

60

Año 2001

Año 2002

Biomasa primaria: recursos naturales y plantaciones

Biomasa secundaria: lodos, estiércoles, biogás, biocombustibles..

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 61: Consideraciones ambientales

61

RSU y RSI Tratamiento y Reducción:

Año 2001

Año 2002

Año 2001

Año 2002

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.1. Evolución y planificación.

Page 62: Consideraciones ambientales

62

Régimen especial

Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen:

Incorpora su energía excedentaria a la red ó participan voluntariamente en el mercado

Retribución:

Precio Mercado + Prima

Precio total (renovables)

Régimen ordinario Resto de instalaciones

Obligación de ir al mercado P>50MW

Retribución: Precio Mercado

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.2. RD 2818/1998

Page 63: Consideraciones ambientales

63

RD2818 Instalaciones de producción eléctrica con P<= 50 MW RD2366a Autoproductores que utilicen cogeneración u otras formas de producción térmica

a.1 Central de cogeneración da.2 Central que utiliza energía residuales sin f inalidad producción eléctrica e

b Instalaciones que utilicen renovables no consumiblesb.1 Fotovoltaica (y solar térmica) ab.2 Central eólica ab.3 Centrales que utilicen geotérmica, olas, rocas calientes ab.4 Centrales hidroeléctricas P< 10MW f b.5 Centrales hidroeléctricas 10MW <P<50MW f (>10MVA)b.6 Centrales que utilicen biomasa primaria (cultivos energ. y recursos nat.) bb.7 Centrales que utilicen biomasa sec.(tr.b.1ª.biocom.estierc, lodo, resid.agr.for.) bb.8 Centrales que ulilicen b.6 o b.7 junto con otros combustibles (<50%) bb.9 Centrales mixtas de anteriores b

c Instalaciones que utilicen residuosc.1 Centrales que utilicen residuos urbanos bc.2 Centrales que utilicen otros residuos bc.3 Centrales que ulilicen c.1 o c.2 junto con otros combustibles (<50%) b

d Instalaciones de trat. y reduc. de residuos agrícolas, ganaderos y de servicios (P<=25 MW)d.1 Instalaciones de tratamiento de purines d.2 Instalaciones de tratamiento de lodos d.3 Instalaciones de tratamiento de otros residuos

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2 RD 2818. Capítulo I. Ámbito de aplicación .

Page 64: Consideraciones ambientales

64

Autorización administrativa (construcción, explotación, transmis., mod., cierre) CC.AA DGE cuando no esté transferidas comp. ó afecte a mas CC.AA.

Requisitos Solicitar a la autoridad competente (DGE:incluir accionistas) Acreditar características técnicas y de funcionamiento Las instalaciones a y d:

Evaluación cuantitativa de los excedentesRendimiento eléctrico equivalente entre [49 ..59%]

R=(E+V)/Q REE=E/Q1=E/(Q-V/0,9) Las instalaciones a:

Unidad de autoproducción: si el productor no coincide con consumidor energ.térmica– Energía excedentaria: saldos instantáneos en todos puntos de interconexión– Consumo térmico de cualquier consumidor >= 25 % V

Autoconsumo eléctrico >=30% (<25 MW); >=50% (>=25 MW)– En la empresa propietaria de la instalac. o en empresas que participan en >10%

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo II. Procedimiento de inclusión.

Page 65: Consideraciones ambientales

65

Contrato con la empresa distribuidora: Contrato tipo similar a regulación anterior (5 años) La distribuidora está obligada a suscribir el contrato

Derechos de los productores Transferir sus excedentes a la red siempre que sea posible técnicamente y percibir

el precio del mercado mayorista más una prima Posibilidad de realizar ofertas en el mercado y establecer CBF (¡solo perciben

prima si acceden al mercado organizado!) -periodos anuales- Incorporar toda la producción (b1 a b5)

Obligaciones de los productores No ceder energía a consumidores finales (excepto por autoconsumos o por CBF) Pagar peajes cuando

Sean consumidores cualificados y celebren contratos de suministroSuministren a otro centro de la empresa y utilicen la red

Los titulares de a.1, a.2, b.6, b.7, b.8, c.1, c.2, c.3, d.1, d.2 y d.3 y P>10 MW deberán comunicar a la empresa distribuidora sus excedentes para los 24 períodos de programación, a título informativo, 30 horas antes

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega

Page 66: Consideraciones ambientales

66

Conexión La energía cedida deberá ser adquirida por la distribuidora más

próxima. Resuelve la autoridad competente, previo informe de la CNSE.

El punto de conexión se solicita a la distribuidora. Si no, la aut.competente.

Potencia máx. admisible =< 50% capacidad (térmica diseño línea o de transformación instalada en ese nivel de tensión)

Fotovoltaicos: normas específicas.Los gastos de las líneas y refuerzos, a cargo de la instalación de producción.

La energía cedida podrá estar condicionada a necesidades de distribuidora y también en los sistemas aislados.

Toda instalación deberá contar con un equipo de medida que permita su facturación (las pérdidas de la línea de conex. imputadas a la instalación)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega

Page 67: Consideraciones ambientales

67

Distribuidor

Mercado

Contrato obligatorioObligación de compra de

energía excedentaria

Régimen ordinario

Régimen especial

Precio Mercado +Prima + c.reactivaóPrecio fijo (renovables)

Precio del Mercado+ Prima

Precio libre

• No es probable que se acuda al Mercado

• No se incentivan los CBF

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico

Page 68: Consideraciones ambientales

68

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico Sep 2003. Precios mercado a efectos del Artículo 24

www.omel.es

Page 69: Consideraciones ambientales

69

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico

Precios medios anuales en el mercado de producción

1998 1999

2000 2001

M. Diario 2,564 2,673 3,183 3,150

M. Intradiario -0,005 -0,008 -0,010 -0,010

S.Complementarios 0,167 0,103 0,183 0,260

Garantía Potencia 0,766 0,75 0,556 0,459

TOTAL 3,492 3,518 3,912 3,859

U= c€/kWh

2002

3,889

-0,0130,242

0,451

4,569

Precio medio horario final ponderado ene-sep 2003 = 3,803

Page 70: Consideraciones ambientales

70

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico

2002 2003

GrupoTipo

instalaciónPotencia

(MW)Prima

(cent€/kWh)Prima

(cent€/kWh)Variación

03/02A a.1 y a.2 P<=10 2,2177 2,1276 -4,1%

b.1.1 P<=5 kW 36,0607 36,0607 0,0%b.1.1 P>5 kW 18,0304 18,0304 0,0%b.1.2 12,0202 12,0202 0,0%

B b.2 2,8969 2,664 -8,0%b.3 3,0051 2,9464 -2,0%b.4 3,0051 2,9464 -2,0%b.6 2,7887 3,325 19,2%b.7 2,5783 2,5136 -2,5%

C P<=10 2,1516 2,1336 -0,8%Articulo 31 RD2818/1998 0,583 0,577 -1,0%

D d.1 2,7106 2,945 8,6%d.2 2,7106 2,6024 -4,0%d.3 1,7369 1,6648 -4,2%

Articulo 28.3 RD2818/1998

Primas

Page 71: Consideraciones ambientales

71

5. Regulación de la producción en régimen especial.

5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico

2002 2003

GrupoTipo

instalaciónPotencia

(MW)Prima

(cent€/kWh)Prima

(cent€/kWh)Variación

03/02

b.1.1 P<=5 kW 39,6668 39,6668 0,0%

b.1.1 P>5 kW 21,6364 21,6364 0,0%

B b.2 6,2806 6,2145 -1,1%

b.3 6,3827 6,4909 1,7%

b.4 6,3827 6,4909 1,7%

b.6 6,1724 6,8575 11,1%

b.7 5,962 6,0582 1,6%

Precio fijo

Page 72: Consideraciones ambientales

72

Remuneración Prima (18 – 24 €/MWh) + Precio mercado (36 – 45 €/MWh)

2003: Prima <> 1.000 M€/año

Porcentaje en tarifas que paga el consumidor: Equivalente

a una tasa parafiscal <> 7%

Ventajas:Se internalizan los beneficios ambientales en la tarifaSe promueve el cambio tecnológicoSe fomenta el ahorro y la eficiencia energéticaEfectividad: fuerte desarrollo de la minihidráulica, la cogeneración y la eólica

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Coste previsto en 2003

Page 73: Consideraciones ambientales

73

Problemas: Riesgo de la administración en la fijación de las primas

– Dificultad en la previsión de los costes en las tarifas• Se conoce el precio pero no la cantidad

– Riesgo de que no se desarrolle una tecnología con prima reducida, o por el contrario, riesgo de que el consumidor pague de más

Imputación del coste de los desvíos en terceros– El distribuidor carga con el coste del desvío: Producción - previsión

Problemas en la operación– Inversión de flujos en valle en determinadas zonas de distribución– Mayores necesidades de reserva

Ineficiencias técnicas y económicas-> energía sin garantíaIneficiencias técnicas y económicas-> energía sin garantía Mayor utilización de servicios complementarios y necesidades de reserva Mayor coste para el consumidor (coste de operación y desvíos)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones

Page 74: Consideraciones ambientales

74

- El incremento de la potencia instalada será mayor en el caso de la eólica. 1998 2011

834 MW 13.000 MW

ESTABLE- Marco regulatorio

FAVORABLE- Apoyo de las Admones. y EE.EE.- Reducción de los costes de inversión.

Plan de Fomento de las Energías Renovables y Documento de planificación:

Causas:

Solicitudes por 25.000 MW: se superará el Plan.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

MW

2002

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones

Page 75: Consideraciones ambientales

75

Eólica: Soluciones técnicas para dar más firmeza a la energía.

Soluciones técnicas:

- Velocidad variable y control de paso de pala

- Mayor tamaño

- Energía reactiva

- Telemedida en el OS

- Predicciones meteorológicas

- Transmisión de información

- Tratamiento de datos: modelos basados en series temporales y

métodos estadísticos (RU, Dinamarca, Alemania, Grecia, USA,...)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones

Page 76: Consideraciones ambientales

76

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones

Page 77: Consideraciones ambientales

77

Eólica: Soluciones regulatorias para dar más firmeza a corto plazo a esta energía. Todo pasa por conocer la previsión de funcionamiento del productor:

Energía Eventual Energía Garantizada (term.horarios)

Los SS.CC. de regulación son inferiores Los distribuidores no soportan los desvíos

INCENTIVANDO LA ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA

INCENTIVANDO LA PARTICIPACIÓN EN MERCADO

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones

Page 78: Consideraciones ambientales

78

OBJETIVO: Avanzar en la introducción de la competencia. Introduce incentivos económicos adicionales para que el RE participe en el mercado y obliga a las instalaciones > 50 MW a esta participación.

CARACTERÍSTICAS de esta participación:

•Art.17: Ofertas del RE al operador del mercado.

- Instalaciones > 50MW (aprox. 700MW) OBLIGATORIO

- Cogeneración > 5MW (+ de 3.000MW) VOLUNTARIO

- Se desarrollarán mecanismos de acceso al mercado de TODO el RE.

•Art.18: Si el RE no realiza ofertas, cesión de excedentes a los distribuidores.

- Comunicación del programa de excedentes OBLIGATORIO para:

* Cogeneración, biomasa, residuos y trat. residuos >10MW.

- En cogeneración, si desvío > 5%, se repercute el sobrecoste.

•Art.21: los comercializadores pueden realizar contratos de adquisición de

energía con TODOS los productores en RE.

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones: RD Ley 6/2000

Page 79: Consideraciones ambientales

79

Desarrolla tres artículos del RD Ley 6/2000 sobre: Artículo 17:

Incentivación de participación voluntaria de instalaciones > 1MW en el mercado Finalización periodo transitorio de instalaciones existentes > 50 MW

Incentivo de GdP mayor 0,9 cent€/kWh (1,5 PTA/kWh)

Artículo 18: Medidas complementarias para determinadas instalaciones que no participa en el

mercado, con el fin de separar los efectos de sus desvíos sobre las distribuidoras

Artículo 21: Regulación de los contratos bilaterales entre productores en régimen especial y

comercializadores. Además,

Eleva la prima de la energía solar térmica a 12 cts€/kWh (20 PTA/kWh) Introduce un incentivo transitorio a la cogeneración que participa en el

mercado cuando precios del gas natural superan 1,2 cts€/th PCS (2 PTA/th PCS).

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002

Page 80: Consideraciones ambientales

80

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Participación actual en mercado

Potencia instalada en régimen especial en España

375

11.362

1.005654

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Al Mercado A la Distribuidora

P <= 1 MW 1 < P <=50 MW 50 < P <= 100 MW

MW

30% de la potencia instalada en cogeneración12% de la potencia instalada en régimen especial4%-5% de la energía casada en el mercado diario

Page 81: Consideraciones ambientales

81

Artículo 32 del Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre:

“cada cuatro años se revisarán las primas fijadas en el presente capítulo de este Real Decreto, así como los valores establecidos para las instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/1994 (..)”

NORMATIVA ARTÍCULO CRITERIOS

Artículo 30.4.

1. Precio renovables (excep. Hidro > 10MW) en la banda 80-90% del precio final de la electricidad

2. Costes de Inversión (rentabilidad razonable)

(1)

3. Mejora Medioambiental (2)

4. Ahorro Energía Primaria (3)

5. Eficiencia Energética (4)

6. Nivel de Tensión (5)

Ley 54/1997 del Sector Eléctrico

D.T. Decimosexta

- Cuota energías renovables 12% (Δ)

Real Decreto 2818/1998 Artículo 32

7. Revisión según el precio de energía eléctrica en el Mercado

(a)

8. Revisión según la participación en la cobertura de la demanda

(b)

9. Revisión según la incidencia en la gestión técnica del sistema

(c)

Objetivos de la Planificación Energética

Plan de Fomento de las Energías Renovables de 30.12.99

Documento de Planificación de 13.9.02

(Δ)

(β)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas

Page 82: Consideraciones ambientales

82

Características Generales

Propuesta de la CNE

Características Específicas

• Transparencia, objetividad y no discriminación• Rentabilidad razonable (costes reales)• Rentabilidad adicional para incentivar:

-El cumplimiento de los objetivos de la planificación-La garantía de suministro a corto plazo: realización de un programa y su cumplimiento

Primas, precios e incentivos determinados para 4 años siguientes en cada tecnología, tomando como elementos básicos datos reales de 4 años anteriores:

-la inversión unitaria -el coste neto de explotación

PRIMA

PRECIO

INCENTIVO

COSTE RECONOCIDO

COSTE RECONOCIDO

COSTE REAL

PLANIFICACIÓN

PROGRAMA

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas

Page 83: Consideraciones ambientales

83

Sistema de garantía de origen de la Directiva

Organismo oficial que:

Registre el origen de la energía renovableEmita certificados que garanticen el origen de la energía Supervise las instalaciones renovables

El control de tensión

Incluir al régimen especial conectado a RdT en PO 7.4 Elaborar PO de control de tensión en distribución Alternativamente, complemento de energía reactiva inductiva (consumo) y

capacitiva (producción)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas.

Page 84: Consideraciones ambientales

84

Posibilidades: El RD 841/2002 permite la contratación entre productores en

régimen especial y comercializadores para la venta de energía a

consumidores o integrarla en el mercado organizado, percibiendo

la prima regulada.

El comercializador vende al consumidor dos productos:

Energía del pool

Certificados verdes equivalentes a dicha energía

Nota: Actualmente no existe en España un mecanismo oficial de

garantía de origen, por lo que se tendría que recurrir a certificados

otorgados en el ámbito privado.

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Energía verde

Page 85: Consideraciones ambientales

85

Puntos de posible estudio:

Participar en el mercado como un generador más, sin primas, y con posibilidad de prestar todos los servicios.

Eliminación de la limitación de autoconsumo eléctrico mínimo.

Eliminación de la limitación de incorporación al sistema exclusivamente energía excedentaria.

Eliminación de la limitación de cesión de energía térmica.

Consideración especial de la garantía de potencia y su retribución como caso de generación distribuida.

Examen de los costes evitados al sistema en transporte y distribución (inversiones y pérdidas).

Análisis económico por emisiones evitadas: trading de emisiones o prima

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Mejora de la regulación de la cogeneración

Page 86: Consideraciones ambientales

86

1.Incorporación de la energía a la red y

Precio fijo

Cal

idad

de

la e

ner

gía

In

gre

sos

pro

mo

tor

C

alid

ad a

mb

ien

tal

Existen tres sistemas alternativos de retribución:

R

iesg

o p

rom

oto

r

2. Incorporación de la energía a la red y

Precio de mercado (de la demanda) + Prima

3. Participación en el mercado y

Precio de mercado (de la oferta) + Prima

(incentivo adicional 0,3 c€/kWh + S.C.)

+

_ _

+

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (1)

_

+

Page 87: Consideraciones ambientales

87

• Ventajas de los sistemas 1 y 2 : Internalizan los beneficios ambientales en la tarifa:

Prima <> 1.000 M€/año (extra de 7% en la tarifa )

Promueven el ahorro y la eficiencia energéticos (respecto a los combustibles fósiles)

Efectivos para minihidráulica, cogeneración y eólica

• Desventajas de los sistemas 1 y 2 : (cuando se alcanza un determinado nivel de desarrollo)

Riesgo para el regulador al establecer las primasRiesgo para el regulador al establecer la cantidad en la tarifa Establecimiento de los costes de desvío a los distribuidoresProblemas de operación del sistema (es necesaria más reserva

de capacidad)

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (2)

Page 88: Consideraciones ambientales

88

• Solución a los problemas de los sistemas 1 y 2: Incrementar la calidad de suministro -> fomentar la participación voluntaria en el mercado (sistema 3)

Precio de mercado + A.S.+ Prima + Incentivo adicional

Portfolio de ofertas realizadas por un intermediario

Participación en el mercado intradiario

Establecimiento de desvíos netos

Primas para contratos bilaterales (“energía verde”)

Determinar una metodología estable y predecible para revisar las primasMejorar la regulación de la energía reactivaMetodología para garantizar el origen (Directiva)Nuevo modelo para la cogeneración

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (3)

Page 89: Consideraciones ambientales

89

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen

www.cne.es

Page 90: Consideraciones ambientales

90

1. DIRECTIVA 97/11/CE : Evaluación de las repercusiones de determinados proyectos sobre el medio ambiente, que modifica la Directiva 85/337/CEE (Evaluación Impacto Ambiental).

Información pública. Los proyectos sujetos a evaluación están listados en el Anexo I:

Centrales térmicas > 300 MW y centrales nucleares.Extracción de petróleo y de gas natural.Presas, gasoductos, minería a cielo abierto > 25 hectáreas y líneas

eléctricas aéreas con voltaje >= 220 kV y longitud >= 15 km.

los efectosDIRECTOS e INDIRECTOS

de un proyecto

los efectosDIRECTOS e INDIRECTOS

de un proyecto

identificaridentificar describirdescribir evaluarevaluar

-el ser humano, la fauna y la flora-suelo, agua, aire, clima y paisaje-bienes materiales y patrimonio cultural-la interacción entre los factores mencionados

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Command and control.

Page 91: Consideraciones ambientales

91

2. DIRECTIVA 2001/80/CE: Limitación de emisiones a la atmósfera de contaminantes (SO2, NOx, partículas) procedentes de GIC * que modifica la Directiva 88/609/CEE, de 24 de Noviembre

GIC existentes: antes de 1 de julio de 1987.Programas de reducción de emisiones s/1980 (-37% SO2 y –24% NOx).

Reducciones significativas antes del 1 de Enero de 2008 (límites individuales a las GIC existentes): 400 mgSO2/Nm3 y 500 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos)

GIC nuevas: después de 1 de julio de 1987.La autorización de instalación debe incluir límites individuales de emisión.

– Antes de 27 Nov. 2002 -> 400 mgSO2/Nm3 y 500 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos) – Después de 27 Nov. 2002 -> 200 mgSO2/Nm3 y 200 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos) Excepciones:

* baja operatividad anual* viabilidad técnica y económica de la cogeneración

Informe de la Comisión antes de 2005

*GIC: Grandes Instalaciones de Combustión ( > 50 MW)

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Command and control.

Page 92: Consideraciones ambientales

92

3. DIRECTIVA 2001/81/CE: Techos nacionales de emisión para ciertos contaminantes atmosféricos.

Limitar las emisiones de SO2, NOx, VOC y NH3, para reducir la lluvia ácida (-

50%) y ozono atmosférico (-66% salud). Con ello se reduce la eutrofización del sueloN2 (-30%). Se fijan techos nacionales de emisión en 2010 y 2020.

Carga Crítica: Exposición de uno o varios contaminantes por debajo de la cual no se producen efectos nocivos importantes.

Antes del 1 de octubre de 2002, se elaborarán programas nacionales de reducción de emisiones, con las medidas tomadas y planificadas.

Se elaborarán inventarios y planes nacionales de emisiones para el año 2010, con el objetivo de informar a la Comisión Europea y a la AEMA.

La Comisión Europea realizará un informe en 2004 y en 2008 sobre el nivel de cumplimiento. Posible revisión de los techos.

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Command and control.

Page 93: Consideraciones ambientales

93

4. DIRECTIVA 96/61/CE: Prevención y control integrados de la contaminación.

Establece medidas y procedimientos para prevenir o minimizar el impacto ambiental de las instalaciones industriales.

Para lacanzar un alto nivel de protección del medio considerado como un todo

Para unificar los permisos ambientales y reducir los procesos administrativos de autorización (Total coordinación administrativa)

Basada en BAT (Best Available Techniques = mejores tecnologías disponibles)

Cambio sustancial (incremento >= 5% de las emisiones). La Directiva está enfocada a las instalaciones industriales con alto

potencial de contaminación: instalaciones nuevas (ahora) y existentes (30 de octubre de 2007).

Información pública en el procedimiento de autorización.

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Command and control.

Page 94: Consideraciones ambientales

94

5. DIRECTIVA: fomento del uso de biocombustibles para transporte. Objetivo: establecer un porcentaje mínimo de biocombustibles para

sustituir diesel o gasolina para transporte. Se consideran biocombustibles: bioetanol, biodiesel, biogas, biometanol,

biodimetileter, biooil y bioETBE (45%). Informe de los Estados Miembros sobre el total de ventas de fuel para

transporte y el porcentaje de biocombustibles. Mínima cantidad de biocombustible como porcentaje sobre las ventas

de gasolina y diesel:AñoAño %%2005 22006 2,752007 3,52008 4,252009 52010 5,75

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Command and control.

Page 95: Consideraciones ambientales

95

6. DIRECTIVA 2002/91/CE: eficiencia energética de los edificios.

El 40,7% de la demanda total de energía es utilizada en los sectores residencial y de servicios, principalmente para calefacción.

Se estima que existe un ahorro potencial del 22% del consumo actual. Este porcentaje puede alcanzarse a través de:

Mejoras en el aislamiento de los edificios.

Sustitución de las calderas de más de 20 años y adecuación del resto.

Utilización de componentes más eficientes, uso de sistemas de control e integración de luz natural.

Instalaciones de producción más respetuosas con el medio ambiente:

– Energías renovables.

– Cogeneración y redes urbanas de calefacción/refrigeración.

– Bombas de calor.

Adopción de una visión bioclimática en el diseño de los edificios.

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Command and control.

Page 96: Consideraciones ambientales

96

ANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética.

AHORA

Objetivos: Garantizar suministro. Minimizar impactos ambientales y cumplir objetivos políticos. Analizar el posible ejercicio del poder de mercado a largo plazo.

Resultados: Establecer señales que puedan orientar a los agentes en sus decisiones. Análisis previo de estas señales mediante un modelo de planificación. Suministrar información homogénea a los nuevos agentes

planificación VINCULANTE actividades reguladas

planificación INDICATIVA actividades liberalizadas

RESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZORESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZO

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Planificación

Page 97: Consideraciones ambientales

97

7. DIRECTIVA 2001/77/CE: Fomento de la electricidad producida con energías renovables.

Objetivo: incrementar la participación de las energías renovables en la producción de electricidad y crear las bases para el mercado eléctrico interno.

Mecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento de objetivos y la eficiencia económica de cada mecanismo.

Informes EM:• Objetivo indicativo de ER en % de demanda eléctrica y medidas. • Cumplimiento de objetivos indicativos y de medidas tomadas (cada 2 años)

Garantía de origen: 27 octubre 2003 Supervisado por un organismo independiente Especificará el origen, fecha, lugar y capacidad Reconocida por todos los Estados Miembros.

Medidas administrativas para autorización, conexión a la red.

12% del consumo de energía primaria 2010

22,1% del consumo de electricidad

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Planificación

Page 98: Consideraciones ambientales

98

8. PROPUESTA DE DIRECTIVA: Fomento de la cogeneración basada en el uso de la demanda de calor en el mercado interior de la energía.

Objetivo: incrementar la participación de la cogeneración basada la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía (según criterios de eficiencia energética)

Potencial en cada país Informes de la Comisión Europea: sobre eficiencia económica de cada mecanismo.

Potencial (ahorro de energía primaria) y eficiencia de referencia.

Informes EM Barreras Medidas tomadas sobre acceso a la red.

Garantía de origen: 2 años después de su entrada en vigor

Supervisado por un organismo independiente

Especificará combustible, uso del calor, fecha, lugar, cantidad elect., eficiencia

Reconocida por todos los Estados Miembros.

Medidas administrativas para autorizar y conectarse a la red.

Referencias europeas de carácter ambiental.

1. Mecanismos directos. Planificación

Page 99: Consideraciones ambientales

99

Referencias europeas de carácter ambiental.

2. Mecanismos indirectos. Fiscal

9. DIRECTIVA: Imposición de productos energéticos.

Para completar los impuestos indirectos sobre los hidrocarburos, el carbón, el gas natural y la electricidad.

Los niveles de imposición que apliquen los Estados, no pueden ser inferiores a los niveles mínimos establecidos en esta Directiva.

Ámbito de aplicación: Combustibles en motores y calefacción:

Gas Natural: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Transitorio 10 años España

Carbón: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Exenciones para la producción de electricidad, siderurgia y domestico

Gasolina: 287 -> 359 €/1000 l en 2004 España ahora 396

Gasoleo: 245 -> 302 (2004) -> 330 €/1000 l en 2010 España ahora 294

Gasoleo profesional 245 -> 302 (2010) -> 330 €/1000 l en 2012

Consumo de electricidad: 1€/MWh (industria 0,5 €/MWh)

Page 100: Consideraciones ambientales

100

10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (I).

Gases de efecto invernadero: CO2, CH4, N2O, HFC, PFC y SF6. El Protocolo de Kyoto estableció 3 mecanismos flexibles para reducir las emisiones de

forma económicamente eficiente (JI, CDM, ET). Ámbito de aplicación:

Actividades energéticas: Instalaciones de combustión > 20 MWt, refinerías Producción y transformación metales férreos Industrias minerales Otras actividades

Permiso: Autorización para emitir si se garantiza no sobrepasar un determinado nivel. Si se supera, se presentarán derechos equivalentes procedentes de otras

instalaciones o adquiridas en el mercado. Sanción por exceso de emisiones no acompañadas de derechos: 40 €/t (2005) y

100 €/t (2008) Derecho: Derecho a emitir 1 t de CO2. Puede ser transferido en el ámbito

comunitario.

Referencias europeas de carácter ambiental.

2. Mecanismos indirectos. De mercado.

Page 101: Consideraciones ambientales

101

10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (II).

Plan nacional de asignación (periodos de 5 años):

Enfoque macro: reparto esfuerzos entre instalaciones de la Directiva y resto de sectores (domestico-comercial, agrícola, resto de industria y transporte)

Enfoque meso: entre sectores afectados por la Directiva (proporcional a emisiones pasadas y futuras ó según coste marginal de reducción)

Enfoque micro: entre instalaciones dentro de un sector Calendario: 2005: Posiblilidad de asignación gratuita 85% y subasta 5%

2008: Posiblilidad de asignación gratuita 90% y subasta 10%

Registro nacional de derechos de emisión. La Comunidad puede celebrar acuerdos con terceros países para lograr el

reconocimiento de los derechos de emisión.

Referencias europeas de carácter ambiental.

2. Mecanismos indirectos. De mercado.

Page 102: Consideraciones ambientales

102

Comercio de certificados verdes (I). En teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más eficiente. Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes:

ElectricidadCertificados

El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores). El mercado fija el precio.

E

C Certificate Market

Electricity MarketCustomers(electricity)

Customers(certificate)

Referencias europeas de carácter ambiental.

2. Mecanismos indirectos. De mercado.

Page 103: Consideraciones ambientales

103

Comercio de certificados verdes (II).

• Varios países europeos están estableciendo certificados verdes: Italia, Bélgica, Reino Unido, Austria (hidro), Suecia, Dinamarca y Holanda.

• Características:

• Es posible el comercio de electricidad verde fuera de los Estados Miembros.

• Directiva de la UE: garantizar el origen para poder demostrar que se trata de energía “verde”.

•Certificado de origen.•Obligación: consumidores finales, comercializadores o productores

•Deben ser emitidos por un organismo independiente.

•Todas las energías renovables

•Vida limitada del certificado.

•Sanciones en caso de no cumplimiento.

Referencias europeas de carácter ambiental.

2. Mecanismos indirectos. De mercado.