El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables

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El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables

29 de octubre de 2008

Fernando Marti ScharfhausenVicepresidente

Comisión Nacional de Energía

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Índice

1. Experiencias en la Unión Europea.

2. Evolución regulatoria del régimen especial en España.

3. Criterios básicos de regulación

4. El acceso a las redes

5. Garantía de origen y etiquetado

6. Expectativas futuras en España

7. Particularidades de los SEIE

8. Evolución

3

1. Experiencias en la Unión Europea

4

Experiencias en la Unión Europea (UE)

5


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Objetivos de Política Climática y Energética integrada:

• Sostenibilidad: “KIOTO”: Reducir las emisiones de CO2 al menos 20%

s/1990. Cubrir mediante energías renovables el 20% del consumo

energético final, incluyendo un10% de biocarburantes destinados a

automoción. Captura y almacenamiento CO2.

• Competitividad: “LISBOA”: mercado interior, desarrollo interconexiones,

I+D, formación del consumidor. Plan Acción: ahorro energía primaria del 20%

(390 Mtep, 100.000 M€, 780 MtCO2)

• Seguridad: “MOSCU”: relaciones externas, nuclear, desarrollo

interconexiones, I+D

OBJETIVO DEL “20” EN 2020

- 20% GEI + 20% RES + 20% AE


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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


Motivo de la regulación. Internalización

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Mecanismos Directos: E.I.A., “command and control”, planificación y Mercado (elegibilidad) Mecanismos Indirectos :

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

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


Motivo de la regulación. Internalización

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Source: European Commission, 2005

La regulación es un factor clave


Distintos modelos

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La energía es vendida al mercado (percibiendo además una prima) o a tarifa, que son conocidas durante un periodo de tiempo

Precio:• Fijo (Germany, France, Spain)• Pool precio + prima (Spain)

Wholesale

Market Network Consumers

Conventional Producers

Renewables Producers

Periodo de tiempo: • 20 años (Germany); • 15 años (France)• Según vida útil (Spain)

Variables


Modelo Feed-In Tariff

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En teoría, es el mecanismo en teoría más compatible con el mercado de electricidad. Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes:

Electricidad Certificados

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)


Modelo Tradable Green Certificates o Quota

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La importancia de la regulación

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Documento de Trabajo de la Comisión de la U.E. ( enero-2008)


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Spain


Modelo Feed in tariff es el más efectivo.

• De acuerdo con el documento de la Comisión de la U.E. “ los paises con sistema de apoyo más efectivo son dinamarca, Alemania y España, todos ellos basados en sistema “Feed-in Tariffs”

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€/MWh

BelgiumItaly

UK

Las ayudas en los países con Certificados Verdes son sensiblemente mayores que los costes de generación.

El sistema de Certificados Verdes presenta costes más elevados que el sistema de Feed-in Tariffs.

Debido a los riesgos superiores, el inversor necesita una prima más alta, lo que hace encarecer el

sistema.


Modelo Feed in tariff es también el más eficiente

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Spain


Modelo Feed in tariff también más eficiente. Eficacia vs coste

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Ventajas Efectividad Eficiencia Mejora de la calidad de la tecnologçia Compatible con el mercado eléctrico

Desventajas Posibilidad de “windfall profits” en el mercado Es necesario seguimiento de costes


Modelo Feed in tariff

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2. Evolución regulatoria del régimen especial en España

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Régimen especial Producción de instalaciones P<=50MW

que utilicen:

Derecho a incorporar (prioridad acceso) su energía al sistema o acceder al mercado

Retribución: Tarifa regulada (garantía de adquisición)

ó

Precio Mercado + Prima

Régimen ordinario Resto de instalaciones

Obligación de participar en mercado P>50MW

Retribución:

Precio Mercado

Evolución regulatoria del régimen especial en España

Tipos de instalaciones

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a. Cogeneración a11. Gas natural P < 1MW1MW < P < 10MW

10MW < P < 25MW25MW < P < 50MW

a12. Resto P < 1MW1MW < P < 10MW

10MW < P < 25MW25MW < P < 50MW

a2. Energías residuales P < 10MW10MW < P < 25MW25MW < P < 50MW

b. Renovables b11. Fotovoltaica P < 100 kWresto

b12. Térmicab2. Eólicas (tierra y off-shore) P < 5 MW

restob3. Geotérmica, olas... P < 50 MWb4. Hidraulica P < 10MWb5. Hidraulica 10MW < P < 25MW

25MW < P < 50MWb6. Biomasab7. Biogasb8. Biomasa inst industriales

c. Residuos c1/c2 Residuos urbanos, otrosc3. Residuos mezcla

d. Tratamiento d1/d2 Purines, lodosd3. Otros

Clasificación por tipo de instalaciones


Tipos de instalaciones

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0.- RD 2366/1994

Venta a tarifa: Retribución = Tarifa regulada + Complementos

1.- RD 2818/1998 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa Regulada + Complementos

= Precio mercado demanda + Prima

2.- RD 481/2002Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima + Incentivo

Incertidumbre anual en la fijación anual de las primas y tarifas

Incentivos únicamente para la cogeneración

Metodología CNE 2003

3.- RD 436/2004 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa

Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima + Incentivo

4.- RD 661/2007Venta a tarifa: Retribución = Tarifa

Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima Cap & Floor

Sobreretribución en el mercado e insuficiencia en cogeneración y biomasa


1994-2007

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Régimen económico del RE Los titulares de las instalaciones en RE deben optar por una opción de

venta de energía eléctrica. Periodo mínimo: 1 año Podrán vender:

– A tarifa regulada:– En el mercado:

Precio de venta = Tarifa

Precio de venta = Precio mercado + Prima

En ambos casos se facturan también complementos y costes por desvíos


Regimen economico actual

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3. Criterios básicos de regulación

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a. Alcanzar los objetivos de planificación (29 % demanda en 2010): Los incentivos económicos constituyen un instrumento de política energética y ambiental (suficientes para rentabilidad razonable, pero ….se justifican incentivos que obtienen rentabilidad superior a la razonable)

b. Estabilidad regulatoria. Predictibilidad y seguridad en los incentivos

económicos durante la vida de la instalación (animar a los inversores y menor coste financiero): no retroactividad.

c. Facilitar la operación del sistema. Regulación complementaria para

mejorar la calidad de la energía producida (mayor seguridad en el sistema)

d. Incentivar la integración voluntaria en el mercado. Régimen

cada vez menos especial (incrementa el número de agentes en el mercado)

Criterios básicos de regulación. Metodología CNE-> Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007

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a. Alcanzar los objetivos de planificación

Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007

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El artículo 44 del RD 661/2007: • Tarifas y primas vigentes en la puesta en marcha: durante toda la vida útil de la instalación

• Actualizaciones anuales, con IPC-0,25

• Revisiones cada 4 años (2008-2012-2016…):• Entran en vigor el 1 de enero del segundo año (en 2010, se fijarían los incentivos para 2012)• Sin retroactividad para instalaciones existentes (sólo afectan a nuevas instalaciones puestas en marcha a partir de 2008)

b. Estabilidad regulatoria


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c. Facilitar la operación del sistema

Programa de funcionamiento:

• Opción a tarifa: Venta energía a mercado diario a precio cero, por representante, con coste de desvíos cuando existe obligación de medida horaria (>= 15 kVA) • Opción mercado: Como cualquier otra instalación

Complemento por energía reactiva (cesión o absorción, con consignas modificables por el OS, y/o a propuesta del distribuidor)

Continuidad de suministro frente a huecos de tensión (eólica): adaptación de las protecciones para evitar la desconexión de la central

Adscripción a centro de control (> 10 MW)


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Dos opciones: • Opción de venta a tarifa regulada: Tarifa Regulada (eólica= 73 €/MWh)

• Opción de venta en mercado (en cualquier modalidad de contratación) percibiendo: Precio Mercado + Prima (eólica= floor 71 €/MWh; cap 85 €/MWh)

La participación en

mercado con representante

Para las renovables, se introducen

límites retributivos en el mercado,

conocidos como cap and floor.

d. Integración voluntaria en el mercado


30

Será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas posteriores a la fecha limite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo-> A partir del 30.9.08

Se fijan cuatro convocatorias anuales, fijando unos cupos de potencia por tipo y subtipo. Techo: 2/3 * 400 MW/año Suelo: 1/3 * 400 MW/año + (100 MW en 2009 y 60 MW en 2010)

Mecanismo de transferencia de cupos entre tipos

En el caso de completar los cupos, en las siguientes convocatorias se reducirán las citadas tarifas de forma paulatina hasta alcanzar una reducción de un 10 % anual.

Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de

retribución para la tecnología solar fotovoltaica.

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TARIFAS, para la primera convocatoria 2009:

Tipo I: Instalaciones sobre edificación P <= 20 KW 34,00 cent€/kWhP > 20 kW 32,00 cent€/kWh

Tipo II: Instalaciones en el sueloPara cualquier potencia: 32,00 cent€/kWh

Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de

retribución para la tecnología solar fotovoltaica.

32

4. El acceso a las redes

33

Derecho de acceso de terceros a la red

Prioridad de acceso para el Régimen Especial

Sólo se podrá restringir por falta de capacidad necesaria: cuando se ponga en peligro la seguridad, regularidad o calidad de los suministros

El acceso a las redesCriterios básicos

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Las limitaciones de acceso se resolverán sobre la base de

inexistencia de reserva de capacidad: no debe influir la precedencia

temporal en la conexión -> Posibilidad de sobreinstalación en un nudo

Las posibles congestiones se solucionan:

– En Transporte, con la adscripción a centros de control y aplicación PO´s. La

planificación vinculante resuelve congestiones a medio plazo

– En Distribución, con centros de y control o equipos de teledesconexión

automática. Es necesario el reconocimiento de las expansiones de red a los

distribuidores

El acceso a las redesCriterios básicos

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5. Garantía de origen y etiquetado

36

Directiva 2001/77/CE: Energías Renovables

Artículo 5: “Garantía de origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables”

Los EEMM harán lo necesario para que el origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables pueda garantizarse como tal (…) Asimismo, velarán por que se expidan a tal efecto, previa solicitud, garantías de origen.

Directiva 2004/8/CE: Cogeneración de Alta Eficiencia

Artículo 5: “Garantía de origen de la electricidad de cogeneración de alta eficiencia”

Los EEMM garantizarán (…) que el origen de la electricidad producida a partir de la cogeneración de alta eficiencia pueda identificarse (…). Los EEMM velarán por que dicha garantía de origen de la electricidad permita a los productores demostrar que la electricidad que venden ha sido producida mediante cogeneración de alta eficiencia y se expida siempre que así lo solicite el productor.

Es importante diferenciar claramente las garantías de origen (atributo ambiental) de los certificados comercializables (sistema de apoyo)

Garantia de Origen y etiquetadoBase normativa

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Solicitud transferencia /

importación

Cancelación:-Exportación (renuncia a tarifa/prima)

-Redención (por el consumidor final)

-Revocación (error o deficiencia)

-Caducidad

PRODUCTORES Empresas

COMERCIALIZADORAS

CNE

GªO

CNE

GªOCONSUMIDORES

Solicitud

GdO

CNE

Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen (mensual)

Expedición GdO

Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembreSistema de Garantía de Origen

38

Ingresos obtenidos por la venta de garantías de origen

Separación contable

Informe de plan de aplicación de ingresos

Pueden estar destinados a:Nuevos desarrollos de instalaciones de régimen especial

I+D cuyo objetivo sea mejora del medio ambiente.

Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembreSistema de Garantía de Origen

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Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembreSistema de Garantía de Origen. www.cne.es

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Tipo Energía Régimen CategoríaNº

InstalacionesPotencia

KWProducción

MWh

Garantías Solicitadas

MWh

Garantías Expedidas

MWh

Garantías a ExportarMWh (1)

Especial Biomasas 5 48.283 166.850 166.850 106.030

Eólicas 272 7.758.010 15.882.150 16.301.478 16.177.390

Fotovoltaicas 22 1.494 2.944 2.944 2.917

Hidroeléctricas 82 502.767 1.004.977 1.004.971 989.423

Purines 6 71.580 426.259 426.259 0

Residuos Sólidos Urbanos 1 19.440 112.748 112.748 0

388 8.401.574 17.595.928 18.015.250 17.275.760

Ordinario Hidroeléctricas 590 15.839.866 15.021.423 24.169.456 23.339.646 232.264

590 15.839.866 15.021.423 24.169.456 23.339.646 232.264

978 24.241.440 32.617.350 42.184.706 40.615.406 232.264

Especial S/ gas especificado 6 21.543 43.722 43.722 0

Fuel Oil BIA 1 2 43.180 0 149.316 149.316

Gas de refinería 1 94.160 316.444 316.444 316.444

Gas natural 16 1.084.116 4.902.534 5.628.484 4.729.730 954.148

25 1.242.999 5.262.700 6.137.966 5.195.490 954.148

Ordinario Gas natural 2 780.660 3.878.164 3.878.164 1.513.336

2 780.660 3.878.164 3.878.164 1.513.336

27 2.023.659 9.140.864 10.016.130 6.708.826 954.148

1.005 26.265.099 41.758.215 52.200.836 47.324.232 1.186.412

(1) Las Garantías solicitadas para exportar no están descontadas de las garantías expedidas

AÑO 2007Resúmen Garantías de Origen expedidas

Total Cogeneración

Total Renovable

TOTAL

Cogeneración Alta Eficiencia

Renovable

Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007

41

PRODUCTORES Empresas

COMERCIALIZADORAS

CNE

GdO

CNE

GdOCONSUMIDORES

CNE

Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen: Página Web CNE

Expedición

47.430 GWh

Transferencia30.972 GWh

Cancelaciónredención

2.482 GWh

Exportación 232 GWh

Cancelación Caducidad16.226 GWh

Cancelacióncaducidad

28.490 GWh

Garantia de Origen y etiquetado Resultados año 2007

42

Sujetos obligados a informar: Distribuidores y Comercializadores, del mix general de generación y del

mix particular de comercialización, una vez asignadas las garantías expedidas, así como de los impactos ambientales asociados

Información obligatoria: Mix de producción, adquisiciones comercializadores: REE

Emisiones específicas CO2: CIEMAT

Residuos alta actividad: CSN

Método de cálculo: Mix de Producción – Garantía de Origen = Mix de comercialización

Plazos: 1 Abril 2008: Web CNE: información mix producción (general) y mix

comercialización (por comercializador) en 2007, e impactos ambientales

Abril 2008: Información en las facturas de los consumidores

Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008 Sistema de etiquetado de electricidad

43

Información sobre su electricidad

Origen de la electricidad

Mix de Producción

Origen Comercializadora

AMix de

Producción

Carbón 16% 20%

Fuel/Gas 10% 14%

CCTG 12% 16%

Mix Comercialización Nuclear 22% 26%

Otros 5% 7%

Renovables y Cogeneración de Alta Eficiencia 35% 17%

Saldo internacional 0% 0%

Además, durante el periodo ha adquirido 100 KWh y ha redimido 90 Garantías de Origen, lo que se traduce en que:

El 90% de su consumo procede de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia


44

Impacto medio ambiental

El impacto ambiental de su electricidad depende de las fuentes energéticas utilizadas para su generación.

En una escala de A a G donde A indica el mínimo impacto ambiental (valor cero) y G el máximo, la energía

suministrada por su COMERCIALIZADOR A durante el año 2007 tiene los siguientes niveles:

Media Nacional Media Nacional

0,62 0,45

B

O,57


45

Gráfico del reparto de energía eléctrica de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s :

ENDESA ENERGIA S.A

CC Gas Natural; 20,7%

Carbón; 22,5%

Fuel/Gas; 3,2%

Nuclear; 16,8% Renovables; 27,7%

Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,0%

Cogeneración; 6,2%

Otras; 0,9%

UNION FENOSA COMERCIAL S.L


Carbón; 16,0%

Fuel/Gas; 2,3%

Nuclear; 11,9%Otras; 0,6%

Cogeneración; 4,4%Cogeneración de Alta

Eficiencia; 15,6%

Renovables; 34,5%

IBERDROLA S.A

Renovables; 100,0%

HIDROCANTABRICO ENERGIA S.A UNIPERSONAL


Carbón; 21,4%

Fuel/Gas; 3,1%

Nuclear; 15,9%

Renovables; 31,1%


Cogeneración; 5,9%

Otras; 0,9%

Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007

46

Gráfico del reparto de energía eléctrica de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s :

GAS NATURAL COMERCIALIZADORA S.A

Nuclear; 10,1%

Fuel/Gas; 1,9%

Carbón; 13,6%


Otras; 0,6%

Cogeneración; 3,7%Cogeneración de Alta

Eficiencia; 2,0%

Renovables; 55,6%

NATURGAS COMERCIALIZADORA, S.A.


Carbón; 21,7%

Fuel/Gas; 3,1%

Nuclear; 16,2%

Renovables; 30,1%


Cogeneración; 6,0%

Otras; 0,9%

ENEL VIESGO ENERGIA S.L

Nuclear; 8,1%Fuel/Gas; 1,6%

Carbón; 10,9%

Otras; 0,4%

Cogeneración; 3,0%


Renovables; 64,0%


GAS NATURAL SERVICIOS SDG S.A

Carbón; 12,8%

Fuel/Gas; 1,8%Nuclear; 9,6%


Otras; 0,6%

Cogeneración; 3,5% Cogeneración de Alta Eficiencia; 2,1%

Renovables; 57,8%


47

Gráfico de las Emisiones de CO2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s

Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos

A

Kg de dioxido de carbono por kWh

Menos dióxido de carbono

Más dióxido de carbono

A

B

C

D

E

F

G

Contenido de carbono

0,00

I BERDROLA S.A

Media Nacional

0,40

Emisiones de dióxido de carbono CO2

C




A

B

C

D

E

F

G


0,37

ENDESA ENERGI A S.A

Media Nacional

0,40


C




A

B

C

D

E

F

G


0,31

UNI ON FENOSA COMERCIAL S.L

Media Nacional

0,40


C




A

B

C

D

E

F

G


0,35

HI DROCANTABRI CO ENERGI A S.A

Media Nacional

0,40


Miligramos por kWh

Residuos radiactivos AA

Menos residuos radiactivos

Más residuos radiactivos

A

B

C

D

E

F

G

Residuos Radiactivos

0,49

ENDESA ENERGI A S.A

Media Nacional

0,54

C

A

Miligramos por kWh



Más residuos radioactivos

A

B

C

D

E

F

G


0,00

I BERDROLA S.A

Media Nacional

0,54

Miligramos por kWh




A

B

C

D

E

F

G


0,35

UNI ON FENOSA COMERCIAL S.L

Media Nacional

0,54

C

Miligramos por kWh


Menos residuos radioactivos


A

B

C

D

E

F

G


0,47

HI DROCANTABRI CO ENERGIA S.A

Media Nacional

0,54

C


48

Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos

B

Miligramos por kWh




A

B

C

D

E

F

G


0,24


Media Nacional

0,54

B

Miligramos por kWh




A

B

C

D

E

F

G


0,30

GAS NATURAL COMERCIAL. S.A

Media Nacional

0,54

B

Miligramos por kWh




A

B

C

D

E

F

G


0,28

GAS NATURAL SERVICIOS S.A

Media Nacional

0,54

C

Miligramos por kWh




A

B

C

D

E

F

G


0,47

NATURGAS COMERCIAL. S.A.

Media Nacional

0,54

Gráfico de las Emisiones de CO2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s

B




A

B

C

D

E

F

G


0,18


Media Nacional

0,40


B




A

B

C

D

E

F

G


0,22

GAS NATURAL COMERCIAL. S.A

Media Nacional

0,40


B




A

B

C

D

E

F

G


0,21

GAS NATURAL SERVICIOS S.A

Media Nacional

0,40


C




A

B

C

D

E

F

G


0,35

NATURGAS COMERCIAL. S.A.

Media Nacional

0,40


Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007

49

6. Expectativas futuras en España

50

POTENCIAL TÉCNICO APROVECHABLE CON

ENERGÍAS RENOVABLES

376 GW

159 GW

66 GW

110 GW

6 GW15 GW

3 GW 3 GW

14 GW

Expectativas futuras en España Potencial

51

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

2.007 2.010 2.020 2.030

GW

h

Olas y geotérmica

R.S.U.

Fotovoltaica

Biogás

Termoeléctrica

Biomasa

Eólica

Hidroeléctrica R.especial

Hidroeléctrica R.ordinario

Generación bruta convencional

22% 31% 35% 41%

Expectativas futuras en España Escenario 2030

52

55.500 13.211 Total Potencia eólica y solar

83.330 32.512 Total Potencia Renovable

150.906 83.570 Total Potencia Instalada

800 -Olas y geotérmica

6.500 400 Fotovoltaica

700 171 Biogás

9.000 11 Termoeléctrica

3.700 372 Biomasa

40.000 13.000 Eólica

3.000 1.900 Hidráulica en R.Especial

19.630 16.658 Hidráulica en R.Ordinario

710 6.827 Fuel

9.500 5.983 Cogeneración

41.650 18.598 Gas natural

7.716 7.716 Nuclear

8.000 11.934 Carbón

2030Escenario 41%2007 oct

Potencia instalada Nacional

MW

55.500 13.211 Total Potencia eólica y solar

83.330 32.512 Total Potencia Renovable

150.906 83.570 Total Potencia Instalada

800 -Olas y geotérmica

6.500 400 Fotovoltaica

700 171 Biogás

9.000 11 Termoeléctrica

3.700 372 Biomasa

40.000 13.000 Eólica

3.000 1.900 Hidráulica en R.Especial

19.630 16.658 Hidráulica en R.Ordinario

710 6.827 Fuel

9.500 5.983 Cogeneración

41.650 18.598 Gas natural

7.716 7.716 Nuclear

8.000 11.934 Carbón

2030Escenario 41%2007 oct

Potencia instalada Nacional

MW

Expectativas futuras en España Escenario 2030

53

Potencia prevista

40.000 MW en 2030

Se ha previsto el repowering, una vez alcanzada la finalización de vida útil, suponiendo 20 años de vida útil.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

MW

Nuevas instalaciones

Repowering

Potencia acumulada

Expectativas futuras en España Eolica Terrestre

54

Costes

El coste de inversión estará entre 850 y 700 €/kW en 2030. El coste medio de una instalación eólica en 2030 rondará los 48-43 €/MWh (2.000 -2.200 h)

Fuente: Energy Technology perspectives 2006,IEA.

Perspectivas Globales de la Energía Eólica 2006. Global Wind Energy Council (GWEC).

Fuente año 2006: IDAE

Horas medias: 2.200 h

Evolución del coste de inversión de una instalación eólica

-

200

400

600

800

1.000

1.200

2005 2010 2020 2030 2040 2050

€/K

W , $

/KW

Escenario con crecimientoeólico actual- GWEC €/kW

Escenario de crecimientomoderado- GWEC €/kW

Escenario de crecimientoeólico fuerte - GWEC €/kW

AIE $/KW

Evolución del coste medio de generación eólica

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2005 2010 2020 2030 2040 2050

€/M

Wh

, $/

MW

h

Expectativas futuras en España Eolica Terrestre

55

Potencia fotovoltaica en 2030

6.500 MW

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

MW

Incorporaciones

Potencia instalada fotovoltaica

Expectativas futuras en España Solar fotovoltaica

56

Costes

En 2030, los costes de inversión estarán en 1.000 €/kW, y los costes medios entre 86-69 €/MWh (1.200 – 1.600 h)

Evolución del coste de inversión de una instalación fotovoltaica

0

1

2

3

4

5

6

7

2006 2015 2030 2050

€/W

p, $/W

p

Photovoltaic Technologyplatform €/Wp

AIE $/Wp

Polinómica (AIE $/Wp)

Polinómica (PhotovoltaicTechnology platform €/Wp)

Evolución de los costes medios de generación fotovoltaicos

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2006 2015 2030 2050

€/M

Wh

; $/M

Wh

Photovoltaic Technology platform- 1200 horas €/MWh

Photovoltaic Technology platform- 1600 horas €/MWh

AIE 1200 horas $/MWh

Polinómica ( Photovoltaic Technology platform- 1600 horas €/MWh)

Polinómica ( Photovoltaic Technology platform- 1200 horas €/MWh)

Polinómica (AIE 1200 horas $/MWh)Fuente: Energy Technology Perspectives 2006, AIE.Photovoltaic Technology Platform- European Strategic Energy PlanFuente año 2006: IDAE.

Expectativas futuras en España Solar fotovoltaica

57

7. Particularidades en los SEIE

58

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

La Regulación Extrapeninsular

Singularidades: La Ley del sector eléctrico

59

Generación

Consideración de las especificidades y sobrecostes: costes estándares

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

Real Decreto 1747/2003

La Regulación Extrapeninsular

Singularidades: Desarrollo Normativo

60

Península:

a) Opción Tarifa (oferta al mercado a precio 0):

Remuneracion= (Tarifa Reg x Energía neta)-

- Coste de Desvíos +Complementos

b) Opción Mercado (oferta al mercado con precio): Remuneracion=

(Precio mercado x Energía neta)+

+ (Prima variable x Energía neta)-

-Desvíos +Complementos

Prima Variable: Entre techo y suelo según el precio del

mercado

Singularidades en régimen especial

Diferencias Peninsula vs SEIE´sSEIE´s:

a) Opción Tarifa (oferta al despecho sin precio):Remuneracion=

(Tarifa Reg x Energía neta)-- Coste de Desvíos* +Complementos* El Coste de Desvios es valorado según el

desvío medio peninsular de la tecnología.

b) Opción Mercado (oferta al despacho sin precio): Remuneracion=

(Precio mercado x Energía neta)+

+ (Prima variable x Energía neta)-

-Desvíos* +Complementos* El Coste de Desvios es valorado según el

desvío medio peninsular de la tecnología.

Prima Variable: Entre techo y suelo según el precio del

mercadoPara todos los casos, se adopta el precio del mercado

de la tecnología en la península.

61

8. Evolución

62

Evolución de la producción en régimen especial

Evolución del Régimen Especial y la demanda bruta en España

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

TOTAL R.ESPECIAL DEMANDA_bc TOTAL R.ESPECIAL/ DEMANDA b.c.

63

Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada

Evolución de la potencia instalada en el régimen especial en España._ Agosto_2008

1.042 1.407 1.582 2.151 2.6063.0983.923 4.5446.252

7.7669.237

11.23413.337

14.950

17.51219.284

21.574

24.41825.223

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Cogeneración Eólica Hidráulica Residuos

Biomasa Trat.Residuos Fotovoltaica Total

64


4.159

4.022

3.667

2.534

2.479

2.147

1.312

1.301

787

566

527

462

424

393

243

142

56

3

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500

GALICIA

CASTILLA LA MANCHA

CASTILLA Y LEON

ARAGON

ANDALUCIA

CATALUÑA

NAVARRA

COMUNIDAD VALENCIANA

P AIS VASCO

MURCIA

LA RIOJ A

ASTURIAS

MADRID

CANTABRIA

CANARIAS

EXTREMADURA

BALEARES

CEUTA Y MELILLA

Potencia instalada total en Regimen Especial en España (MW). Agosto 2008.

Total

65


3.127

2.945

2.678

1.628

1.167

940

447

438

359

214

189

146

145

18

4

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

CASTILLA LA MANCHA

GALICIA

CASTILLA Y LEON

ARAGON

ANDALUCIA

NAVARRA


LA RIOJ A

CATALUÑA

ASTURIAS

P AIS VASCO

CANARIAS

MURCIA

CANTABRIA

BALEARES

Potencia instalada en energía eólica en España (MW). Agosto 2008.

EÓLICA

66


310

149

126

108

102

92

80

61

25

21

14

12

11

10

4

1

0

0

0 50 100 150 200 250 300 350

CASTILLA LA MANCHA

CASTILLA Y LEON

ANDALUCIA

EXTREMADURA


MURCIA

NAVARRA

CATALUÑA

CANARIAS

ARAGON

MADRID

LA RIOJ A

BALEARES

P AIS VASCO

GALICIA

CANTABRIA

ASTURIAS

CEUTA Y MELILLA

Potencia instalada en energía solar PV en España (MW). Agosto 2008.

SOLAR

67

Evolución de la producción en régimen especial Numero de Instalaciones

Evolución del numero de instalaciones en régimen especial en España. (Agosto_2008)

1.325 1.533 1.755 2.054 2.776 3.6585.439

7.649

12.137

22.385

29.211

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA COGENERACIÓN

RESIDUOS TRAT.RESIDUOS Total general

68

Evolución de la producción en régimen especial Cumplimientos de objetivos

Resultado para el mes n/año 8 2008

PEn (MW) (1) PO (MW) Gn (%) (2) V (MW/mes)N85

(nº meses) (3)N100

(nº meses) (4)Pi n Pi n-12

Cogeneración6.418 9.215 70% 30 47 93 6.097 6.057

Solar PV1.580 371 426% 97 SUPERADO SUPERADO 1.116 413

Solar termoeléctrica11 500 2% - - - 11 -

Eólica15.204 20.155 75% 186 10 27 14.444 12.975

Eólica (DT7ª)0 2.000 0% - - - - -

Hidráulica=< 10MW 1.360 2.400 57% 7 91 139 1.292 1.271

Biomasa(b6 y b8) 391 1.317 30% 2 330 420 372 365

Biomasa(b7) 166 250 66% 1 - - 157 156

Residuos Sólidos Urbanos 271 350 78% 0 - - 271 271

69


Evolución del Régimen Especial y la demanda bruta en España

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

TOTAL R.ESPECIAL DEMANDA_bc TOTAL R.ESPECIAL/ DEMANDA b.c.

70


Evolución de las energías renovables en España

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

Energías Renovables en RE (GWh) Gran Hidráulica (GWh)

Demanda b.c TOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.

71

9. Conclusiones

72

9. Conclusiones

La regulación es el factor clave, incluso más que los recursos naturales.

El éxito en España está basado en una estable, predecible y rentable retribución, derivada del marco regulatorio.

Regulación económica: Cuatro principios básicos

Alcanzar los objetivos de la planificación

Estabilidad regulatoria

Facilitar la operación del sistema

Incentivar la integración voluntaria en el mercado

Regulación de acceso

Regulación de la garantía de origen

Los SEIE tienen una regulación del régimen especial análoga a la de la península

73

Gracias por su atención.

El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables

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