La Cogeneración En España Experiencia y Desarrollo. XVII CONGRESO NATURGAS 2014 Esteban Díaz Expósito Ingeniero Industrial

Transcripción

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2 La Cogeneración En España Experiencia y Desarrollo XVII CONGRESO NATURGAS 2014 Esteban Díaz Expósito Ingeniero Industrial 2

3 Índice 1. El Grupo Gas Natural Fenosa en el Mundo 2. El Sector Eléctrico en España 3. Que es la Cogeneración? 4. Influencia del Marco Legal 5. Situación Actual de la Cogeneración en España 6. Marco Legislativo RD 661/2007 Ley 1/2012, Ley 2/ Ventajas de la Cogeneración 8. Factores Claves para el desarrollo de la Cogeneración 9. El Grupo Gas Natural Fenosa y la cogeneración 1. Actividades y Estrategias 2. Magnitudes Principales y Modelo de Negocio 3

4 Variación de la demanda eléctrica en España Evolución de la demanda peninsular en España (TWh) Variación de la demanda eléctrica (%) Crecimiento anual ,5% ,9% ,4% ,1% ,3% Francia Alemania España Italia UK 4,3% 4,1% 3,4% 2,7% 2,4% 2,2% 0,5% 0,7% ,5% -6,8% -0,1% -0,9% -1,3% -1,2% -2,1% -2,3% -4,9% -5,9% -5,7% -5,5% Fuente: REE, Variación demanda total b.c. sin incluir corrección por efectos temperatura y laboralidad y PIRA 4

5 Evolución de la potencia instalada Potencia instalada por tecnología en España 1 (GW) 73,0 5,9 12,2 4,6 6,8 16,7 6,6 Crecimiento anual ,5% 78,5 6,2 14,4 4,6 6,8 16,7 6,6 12,2 15,5 86,0 6,3 18,2 90,6 6,5 22,3 25,2 4,6 4,6 4,6 6,8 6,8 6,8 16,7 16,7 16,7 4,8 4,4 3,0 Crecimiento anual ,1% 100,4 97,4 93,7 7,0 6,8 6,8 4,6 4,9 4,9 6,8 6,8 6,8 16,7 17,5 17,8 2,9 2,5 1,5 21,0 21,7 23,1 25,2 25,2 25,3 7,9 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,9 26,9 102,5 7,3 28,8 31,3 Rég. especial 2 No Renovable Renovable Hidro Fuel Gas natural (ciclos combinados) Peso % 7% 30% 12% Carbón Nacional subvencionado 3 +4% Nacional sin subvención +1% Importación +7% 17% 1% 25% Variación % +23% +156% +2% +7% -78,0% +107% Nuclear 8% 0% 41% de la capacidad está subvencionada El 47% de la capacidad es renovable Total 100% +38% 1.- Excluye Extrapeninsular (Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla) 2.-Tecnologías subvencionadas: Régimen Especial y carbón de origen nacional 3.- Carbón nacional adscrito al RD del carbón 4.- Avance 2012 REE Informe Sector Eléctrico Español (Cierre de año con datos estimados a 14 de diciembre) Fuente: REE 5

6 Evolución de potencia instalada vs. potencia firme Potencia instalada por tecnología en España* (GW) Potencia Total Instalada +41% 102,5 7,3 Régimen especial No renovable Potencia Firme Disponible La potencia firme es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora cuando el sistema lo requiera 73,0 5,9 12,2 16,7 6,6 12,2 31,3 17,8 1,5 25,3 Régimen especial Renovable Hidro Fuel Gas natural (ciclos combinados) 47,7 1,3 2,4 10,0 5,0 11,4 +23% 58,8 2,9 2,8 10,7 1,1 23,5 Régimen especial No renovable Régimen especial Renovable Hidro Fuel Gas natural (ciclos combinados) Variación % 109% 7% -78% 107% La volatilidad de la energías renovables hace que su contribución a la potencia firme del sistema sea muy baja En los últimos 7 años se han incorporado 19 GW de renovables régimen especial que han contribuido al sistema con menos de 2 GW de potencia firme 11,4 11,6 7,9 7, ** Carbón Nuclear 10,5 10,7 7,2 7, Carbón Nuclear 2% 0% Mientras que la potencia instalada en España ha crecido un 41% en los últimos años, la potencia firme ha aumentado un 23% * Excluye Extrapeninsular ** Avance 2012 REE Informe Sector Eléctrico Español (Cierre de año con datos estimados a 14 de diciembre) Fuente: REE 6

7 Evolución de la generación bruta Generación Bruta en España 1 (TWh) Crecimiento anual ,8% 271,0 19,3 30,8 280,2 66,0 71,8 25,3 26,4 5,9 2,4 63,5 68,1 286,4 20,6 23,6 35,8 42,5 46,3 21,4 2,4 91, ,6% 270,4 28, ,2% 279,2 30,2 50,8 60,3 33,9 21,9 23,9 38,8 2,1 1,8 78,3 64, ,7% 271,7 43,4 27,7 0, ,6% 276,0 31,6 33,5 60,8 68,5 54,7 19,4 0,0 50,6 38,5 Rég. Especial 2 No Renovable Renovable Carbón Nacional subvencionado 3 Nacional sin subvención Importación Hidro Fuel Gas natural (ciclos combinados) Peso % 12% 25% 20% 7% 4% 9% 7% 0% 14% Variación % 73% 122% -17% -23% -100% -39% 44% de la energía está subvencionada El 32% de la energía es renovable 60,1 55,1 59,0 52,8 61,6 57,6 61,4 Nuclear 22% 2% Total 100% 1,8% 1.- Excluye Extrapeninsular 2.-Tecnologías subvencionadas: Régimen Especial y carbón de origen nacional 3.- Carbón nacional adscrito al RD del carbón Fuente: REE 7

8 Las diferentes tecnologías entran en funcionamiento en función de su posición en la orden de mérito Orden de mérito del mercado eléctrico en España Evolución del hueco térmico 1 en España 2 (% sobre generación bruta) Última tecnología en cubrir demanda Tecnología que cubre demanda primero Resto térmicas: - Gas natural - Carbón no nacional - Fuel (peso muy bajo) Hidráulica Nuclear Régimen Especial Carbón nacional Volumen indeterminado y fijan el precio mayorista de la electricidad Volumen determinado y son tomadoras de precio El sistema está obligado a comprar toda la energía generada por el régimen especial y el carbón nacional a un precio primado Hueco Térmico 41,8% 48,0% 48,0% 50,1% 47,7% 41,3% 31,0% 27,6% 26,4% 17,9% Hueco térmico. Porcentaje de la energía generada por las tecnología térmicas convencionales que compiten en el mercado libre 2.- Datos generación eléctrica peninsular 3.- No se incluyen GWh de carbón nacional acogidos al real decreto del carbón al no competir en mercado libre. 4.- No se incluyen GWh de carbón nacional acogidos al real decreto del carbón. 5.- Datos a 26 de septiembre. No se incluyen GWh de carbón nacional (el real decreto marca un volumen máximo de GWh para los 3 1 os trimestres de 2013) Fuente: REE 8

9 Qué es la cogeneración? Se puede definir la cogeneración como la producción conjunta de calor (vapor, agua caliente sanitaria, agua sobrecalentada, gases calientes, agua fría, aire frío.) y electricidad a partir de un único combustible. La potencia instalada es de MW con una producción eléctrica de GWh lo que representa aproximadamente el 8% de la producción eléctrica española y un consumo de gas asociado de 12% del consumo de gas total. Se trata de un sector heterogéneo en el que conviven diversas tecnologías (ciclos simples, ciclos combinados, secado directo, turbinas, motores), diversas aplicaciones (industrial, agrícolas, terciario) y distintos tamaños (desde < 1 MW hasta ~ 50 MW). La cogeneración tiene sentido en aquellas instalaciones en las que existen demandas que combinan consumos tanto eléctricos como térmicos (calor, frío), de forma que se diseñan específicamente para cada cliente para alcanzar una eficiencia energética total que supere el 60 70%. La evolución de la cogeneración ha estado vinculada al marco retributivo. En España, tras una expansión inicial muy fuerte en los 90s, el sector sufrió un fuerte estancamiento a partir del año 98, intentando los RD 436/2004 y RD 661/2007 volver a reactivar este sector prácticamente paralizado desde el año

10 Análisis técnico de sistemas de cogeneración Ciclo combinado Combustible Gas natural Energía eléctrica Exportada a red Energía térmica Proceso AIRE Turbina de gas Turbina vapor Combustible Gas natural Caldera de recuperación 10

11 Análisis técnico de sistemas de cogeneración Ciclo simple con turbina de gas Combustible Gas natural Energía eléctrica Exportada a red Aire Turbina de gas Caldera de recuperación Energía térmica Proceso 11

12 Análisis técnico de sistemas de cogeneración Ciclo con turbina de vapor Turbina de vapor Energía eléctrica Exportada a red COMBUSTIBLE Generador de vapor Energía térmica Proceso 12

13 Análisis técnico de sistemas de cogeneración Ciclo con turbina de vapor Son ciclos similares a los de las centrales térmicas convencionales, con la diferencia de que la turbina de vapor es normalmente del tipo contrapresión en vez de condensación. El vapor a la salida de turbina es utilizado en el proceso industrial. La energía mecánica es generada por la expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera convencional. La energía mecánica es empleada para mover un generador eléctrico o un compresor. Cuando en el proceso industrial se requieren varios niveles de presión, se pueden utilizar las turbinas con extracciones. Son turbinas multietapa y están disponibles desde potencias de 1 MW. Una ventaja que presentan estos ciclos es la posibilidad de emplear cualquier tipo de combustible: sólido, líquido o gaseoso. Se emplean en industrias donde existen combustibles residuales o calores residuales, como por ejemplo: gases de refinería, lejías negras, biomasa, gases calientes de hornos, etc. La existencia de este combustible residual hace que el ciclo con turbina de vapor sea más rentable que otro basado en turbina de gas o motores. A este tipo de ciclos se les suele denominar ciclos de cola. 13

14 Influencia del Marco legal en la cogeneración 14

15 Situación Actual de la Cogeneración (I) MWe de potencia instalada 883 plantas. En los últimos cuatro años se han puesto en marcha 26 plantas GWh vertidos a la red eléctrica (~ 8% cuota de mercado eléctrico) Consumo de gas aprox GWh (~12% mercado total) 15

16 Situación Actual de la Cogeneración (II) 16

17 Marco Legislativo RD 661/2007 RD Ley 1/2012 Moratoria RD Ley 2/2013 Nuevo Regimen 17

18 RD 661/2007 Aspectos Relevantes (I) El titular de la instalación puede optar por vender su energía a una tarifa regulada, única para todos los periodos de programación, o bien vender dicha energía directamente al mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado más una prima. Se actualizan trimestralmente las primas y tarifas con fórmula indexada al IPC y al índice de precio del combustible. Sensible mejora del marco regulatorio, especialmente en la opción tarifa. Las cogeneraciones más beneficiadas son las de potencia superior a 10 MW y las de inferior a < 0,5 MW. También se benefician las de entre 50 y 100 MW Se elimina la imposición de un autoconsumo mínimo de energía eléctrica por lo que toda la producción es susceptible de recibir la prima o tarifa. Se crea un nuevo complemento por eficiencia, indexado a la CMP para las instalaciones que superen una determinada eficiencia. Asignación gratuita de todos los derechos de CO 2, sin que contribuyan estas instalaciones a la minoración del déficit de tarifas. 18

19 RD 661/2007 Análisis de riesgos Precio del gas natural: teóricamente éste se actualiza trimestralmente y el precio de exportación de electricidad está indexado a la variación del precio del gas natural. Actualmente está en revisión por parte de la administración y los cogeneradores la fórmula de revisión ya que no se ajusta a la realidad. Además, los contratos de venta de energía térmica al cliente, están indexados al precio del gas natural. Riesgo tecnológico: bajo para las cogeneraciones > 1MW ya que la tecnología está consolidada y los equipos probados. En las microcogeneraciones y pilas el riesgo tecnológico todavía es elevado. Riesgo regulatorio: la publicación del RD661 aporta estabilidad, sin embargo existen todavía aspectos importantes como la actualización del precio del kwh exportado en función del precio del gas, así como las conexiones a la red de plantas de pequeña potencia. No obstante, persiste cierta sensación de que el apoyo del Regulador a la cogeneración es tibio. Riesgo cliente: dependencia del consumo térmico del cliente, y de su proceso productivo, ya que en caso de que se este disminuya ó sea nulo los ingresos se verán afectados y en el último caso supondría el cierre de la planta de cogeneración. 19

20 RD 661/2007 Subgrupo a.1.1 Régimen Económico Opción Tarifa: R = tarifa regulada + Cef + CER - Desvíos Opción Mercado: R = Pool + Prima + Cef + CER - Desvíos Primas y tarifas (actualización Orden IET/221/201 de 14 de Febrero) a partir de 1 de Octubre Potencia Tarifa regulada ( /MWh) Prima de referencia ( /MWh) P 0,5 MW 177,486 0,5 < P 1 MW 145,642 1 < P 10 MW 118,956 49, < P 25 MW 113,473 41, < P 50 MW 108,614 37,091 20

21 RD 661/2007 REE Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) E: energía eléctrica generada en bornes de alternador. Q: consumo de energía primaria (PCI). V: calor útil. E REE = V Q Re f Ref H: valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor publicado en 2007/74/CE de fecha 21 de diciembre de H Tipo de combustible Vapor/agua caliente Uso directo de gases Gas natural 90% 82% Los valores mínimos de REE a cumplir por tecnología y por combustible son: Tipo de combustible REE (%) Gas natural y GLP en motores térmicos 55 % Gas natural y GLP en turbinas de gas 59 % Para instalaciones cuya potencia instalada sea menor o igual 1MW, el valor del REE mínimo requerido será un 10% inferior a los de la tabla anterior. 21

22 RD 661/2007 Cef Complemento por eficiencia (CEf) Las instalaciones del régimen especial, a las que les sea exigible el cumplimiento del REE y aquellas cogeneraciones con potencia instalada mayor de 50 MW y menos o igual de 100MW que acrediten un REE superior al mínimo, percibirán un complemento por eficiencia aplicable únicamente sobre la energía cedida al sistema. 1 1 Complement o eficiencia = 1,1 cmp REE min REEi REEmin: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido. REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación. cmp: coste unitario de la materia prima del gas natural publicado periódicamente por el Ministerio. Retribuido independientemente de la opción de venta elegida 22

23 RD 661/2007 CER Complemento por energía reactiva (CER) Toda instalación acogida al régimen especial, independientemente de la opción de venta elegida, recibirá un complemento por energía reactiva. Este complemento se fija como un porcentaje de 7,8441 c /kwh. Para las instalaciones cuya potencia instalada sea mayor o igual a 10 MW y que firmen un contrato con el operador del sistema para la gestión de reactiva, podrán recibir instrucciones del mismo para la modificación temporal del valor mantenido. En caso de cumplimiento de estas instrucciones del operador del sistema, se aplicará la máxima bonificación contemplada (8 %) y en caso de incumplimiento se aplicará la máxima penalización contemplada (-8 %). El complemento por reactiva para 2013 se revisa a 8,6998 c /kwh 23

24 RD 661/2007 Instalaciones con P>50 MW Instalaciones con P > 50 MW Las cogeneraciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, siempre que cumplan el requisito mínimo, en cuanto a cumplimiento del REE, tendrán derecho a percibir una prima, aplicada a la electricidad vendida al mercado, igual a la prima de una instalación de 50 MW multiplicada por el siguiente coeficiente: 2 * [1-(Pot/100)], siendo Pot, la potencia de la instalación en MW Las cogeneraciones de potencia instalada mayor de 50 MW y menor o igual de 100MW, tendrán igualmente derecho a percibir el complemento por eficiencia. 24

25 RD Ley de Enero Aspectos Relevantes (I) Se procede a la suspensión indefinida de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de incentivos económicos para nuevas instalaciónes de cogeneración y renovables. Deja sin efectos la celebración de convocatorias de preasignación de retribución para los años 2012 y sucesivos para las instalaciones de solar fotovoltaica. Esta normativa es aplicable a todas aquellas instalaciones que a 28 de Enero de 2012 no estuvieran inscritas en el registro de presasignación de retribución. Se suprimen el complemento por eficiencia y el complemento por energía reactiva regulados en los articulos 28 y 29 del RD ley 661/2007 Los promotores que tuvieran instalaciones sin inscribir y desistan de realizar las plantas tendrán derecho a la devolución de los avales si retiran la solicitud de inscripción en el registro En definitiva supone una moratoria a las nuevas instalaciones de cogeneración y régimen especial, motivada fundamentalmente por el cumplimiento de los objetivos incluidos en el plan en la energía eólica, solar fotovoltáica y solar termoeléctrica y el desequilibrio que las primas a pagar a los kwh generados por estas instalaciones produce en el deficit de tarifa, con una potencia instalada en España suficiente que duplica la punta. Elimina los incentivos a las nuevas instalaciones hasta que se resuelva el problema del deficit de tarifa, la retribución será precio de pool sin complementos El RD Ley 1/2012 promulga una moratoria para las nuevas instalaciones de cogeneración y regimen especial así como de regimen oridnario incluidas en el RD 661/

26 RD Ley 2/2013 de 1 de Febrero Aspectos Relevantes (I) Se modifica el RD 661/2007 estableciendo para la cogeneración grupos (a), grupos (b) y residuos grupos (c) como prima de referencia valor cero y elimina los limites superiores e inferiores en la opción mercado cuando los hubiere. Es decir de las dos opciones de venta posibles de la electricidad a tarifa ó a mercado + prima, se mantiene la opción tarifa y la opción de venta a mercado tiene prima 0. Si se opta por la opción de vender la electricidad a mercado + prima (0), no se podrá cambiar a la opción tarifa. Se sustituye el IPC utilizado para el cálculo de todas las actualizaciones de primas y tarifas y retribuciones del sistema eléctrico por el Indice de precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos. Supone en 2013 una disminución de aproximadamente el 1%. Se aplica un nuevo impuesto del 7% a la electricidad generada Se aplica un nuevo impuesto sobre hidrocarburos al gas natural utilizado en la planta de cogeneración 0,65 /GJ, no obstante el destinatario tiene derecho a que le devuelvan 0,5 /GJ por el gas natural que pueda acreditar que no ha sido utilizado en la producción de electricidad, siempre y cuando se haya utilizado en la generación de energía térmica con fines profesionales. 26

27 RD Ley 2/2013 Subgrupo a.1.1 Régimen Económico Opción Tarifa: R = tarifa regulada + Cef + CER - Desvíos Opción Mercado: R = Pool + Prima (0) + Cef + CER - Desvíos Primas y tarifas (actualización Orden IET/221/201 de 14 de Febrero) a partir de 1 de Enero Potencia Tarifa regulada ( /MWh) Prima de referencia ( /MWh) P 0,5 MW 175, ,5 < P 1 MW 144, < P 10 MW 117, < P 25 MW 112, < P 50 MW 107,

28 Ventajas de la Cogeneración Para el País Contribuye al cumplimiento de los objetivos de política energética y sostenibilidad ambiental Ahorro de energía primaria Disminución de las emisiones de CO2 Reducción de los costes energéticos Menor dependencia energética Generación de empleo Para el Usuario Económicas Competitividad Seguridad de suministro Disminución de la factura energética Aumento de la competitividad Disminución de pérdidas en el transporte de energía al generarse la energía y consumirse en el mismo lugar. La generación de energía eléctrica y térmica mediante plantas de cogeneración es el sistema más eficiente desde el punto de vista energético 28

29 Factores claves para el desarrollo de la cogeneración Marco legal para el fomento de la cogeneración Combustible Infraestructuras Eléctricas de conexión Demanda de Calor y electricidad Marco legislativo estable en el tiempo que garantice la recuperación de las inversiones en proyectos de cogeneración Mecanismos de apoyo público para incentivar el uso de esta tecnología: Incentivar la retribución del kwh generado por las ventajas que aporta Desarrollar una tarifa específica para la cogeneración Exportar la energía eléctrica generada y obtener una retribución Plan Renove Disponibilidad de gas natural a la presión adecuada Precio del gas competitivo que permita que los proyectos tengan unas tasas de rentabilidad razonables Indexar el precio de venta del kwh a la red a la evolución del precio del gas natural. Desarrollo de una normativa de conexión de estas instalaciones a la red eléctrica Minimizar los costes de conexión (línea eléctrica y subestación) Es necesario que el usuario tenga demanda de electricidad y una demanda de calor elevada de forma que a partir de una único combustible se satisfagan ambas demandas contribuyendo a una ahorro de energía y una disminución de los costes energéticos. La existencia de un marco legal estable y los mecanismos de apoyo público son imprescindibles para el desarrollo de la cogeneración. 29

30 La Energía S.A. Magnitudes Principales y Modelo de Negocio (II) Cía. DISTRIBUIDORA E. ELÉCTRICA SOCIEDAD DE COGENERACIÓN E. TÉRMICA INDUSTRIA ANFITRIONA COMERCIALIZADORA DE GAS NATURAL GASTOS O&M y Gestión 30

31 Antecedentes El Grupo inició la actividad de cogeneración en los 1990s siendo el objetivo, incrementar las ventas de gas y fidelizar el consumo de los clientes. Para ello, se desarrolló una estrategia de participación minoritaria en diversas plantas de cogeneración en el sector terciario e industrial, canalizando todas las inversiones a través de La Energía S.A. La Energía, S.A., participada al 100% por Gas Natural SDG, S.A., es la compañía que promociona, aglutina y gestiona todos los activos de cogeneración del Grupo Gas Natural, exceptuando las cogeneraciones < 1 MW responsabilidad de Soluciones y Servicios Energéticos. La Energía S.A. lidera proyectos en la fase de promoción, durante la fase de construcción realiza el seguimiento contratando la construcción a un tercero mediante la modalidad llave en mano, hace el seguimiento técnico y económico durante la fase de explotación, y realiza la gestión societaria necesaria. El mantenimiento y la operación son subcontratadas a largo plazo. En el año 2000 se modificó la estrategia y se decidió acometer proyectos sólo con participación mayoritaria, y una política de desinversión selectiva de las participaciones minoritarias. El Grupo actualmente dispone de los activos de cogeneración procedentes de La Energía S.A., los procedentes del split acordado con EUFER, y participaciones en dos plantas de Residuos Sólidos Urbanos en Madrid y Galicia. 31

32 Portfolio Cogeneraciones El Grupo Gas Natural participa mayoritariamente en 7 plantas de cogeneración con una potencia atribuible de 52 MW, una potencia instalada total de 60 MW. Cinco en explotación procedentes de La Energía S.A. (4 de tratamiento de purines y la otra en el Hospital Militar Gómez Ulla) total 42,8 MW. Una en construcción de 8,5 MW en García Carrión (Ciudad Real) recientemente adjudicada. Eneralco 8,9 MW procedente del split de Eufer con personal propio de mantenimiento. El Grupo Gas Natural participa minoritariamente en 10 plantas de cogeneración con una potencia atribuible de 50 MW y una potencia instalada total de 236 MW y no suministra el gas natural. Seis proceden de La Energía S.A. 147 MW. Dos proceden del split de Eufer 38 MW con el grupo maderero Finsa Sociedad de Tratamiento de Residuos Sólidos Urbanos Tir Madrid 29 MW SOGAMA Planta de Tratamiento de Residuos Sólidos Urbanos en Galicia 22 MW. La Energía intentó la venta de las participaciones a los socios mayoritarios de las Sociedades Tramfang, Incogen, y Tortosa Energía no llegándose a un acuerdo en el precio. En las mayoritarias procedentes de La Energía S.A. GNF suministra el gas natural, gestiona la venta de las energías y realiza la gestión societaria. En la planta en construcción de García Carrión el llave en mano y la O&M a 15 años lo realiza la ingeniería OTSI, y se tiene un derecho de tanteo para el suministro del gas natural. En las minoritarias sólo se vende el gas natural en Cogeneración del Ter (sólo 2011) y Tramfang. POTENCIA TOTAL INSTALADA 296 MW POTENCIA ATRIBUIBLE 102 MW POTENCIA GESTIONABLE 52 MW 32

33 Por qué GN debe abordar el negocio ESE? Negocio con crecimiento sostenido durante las próximas décadas Potencial de más de un 1 billón de dólares de inversión hasta 2030 en la UE Rentabilidades elevadas Rentabilidades entre el 9% y el 11% (sin incluir la venta de energía) up sides en el negocio de venta de energía Garantiza el suministro de energía mientras dure el contrato, entre 10 y 20 años. Ayuda al crecimiento de la demanda de gas Contribuye al posicionamiento de la empresas Existe una demanda cierta de servicios ESE en España (p.ej. Concurso AA PP con un Capex aprox de M ) GN puede intentar capturar una cuota de esta demanda cierta con soluciones que favorezcan la demanda de gas, impulsando la sustitución de combustibles y la implantación de cogeneraciones de gas Negocio alineado con la prioridades de la política energética del gobierno Contribuye a posicionar a GN como empresa comprometida con la sostenibilidad Ganador del concurso de Cuzco y Hospital de Santiago GN dispone de capacidades Experiencia probada en distintos segmentos de clientes en España Es un mercado por desarrollar, por lo que no existe ninguna empresa consolidada como líder del mercado ESE en España 33

34 En la cadena de valor de las ESE existen empresas que quieren capturar todo su valor, aumentando la vinculación con el cliente (mayor fidelización) Suministro energético Financiación Diagnóstico Asesoram. Equipos Instalación y obra Explotación Mantenimiento Fabricantes bienes de equipo Constructores Proveedores de servicios de ingeniería Proveedores de servicios de mantenimiento Utilities 34

35 No se puede mostrar la imagen en este momento. Anexo

36 Sociedades con Participación Mayoritaria Sociedades con Participación Mayoritaria Potencia (MW) % GNF Potencia Atribuible (MW) Sociedad de Tratamiento de purines Cinca Medio 7,4 80 5,92 Sociedad de Tratamiento de purines Almazan 14, ,32 Sociedad de Tratamiento de purines Hornillos 7,4 94 6,96 Sociedad de Tratamiento de purines La Andaya 7,4 60 4,44 UTE LA ENERGIA - GNE (Hospital Gómez Ulla) 5, ,80 Eneralco (Split Eufer) 8,9 83 7,4 Cogeneración en García Carrión (*) 8,5 97,6 8,30 TOTAL 60,2 87% 52 POTENCIA TOTAL INSTALADA 60,2 MW POTENCIA ATRIBUIBLE 52 MW 36

37 Sociedades con Participación Minoritaria Sociedades con Participación Minoritaria Potencia (MW) % GNF Potencia Atribuible (MW) Cogeneración del Ter (Torraspapel) ,50 Cogeneración Motril (Torraspapel) 48,8 10 4,88 Sociedad de Tratamiento de Purines Juneda 16,4 10 1,64 Planta de Tratamiento de Fangos Tramfang 24,8 8 1,98 Incogen ,20 Tortosa Energía ,30 Finsa - Orember (Split Eufer) ,20 Finsa - Santiago (Split Eufer) ,0 Planta de RSU TIR Madrid 29 18,3 5,3 Planta de RSU Galicia SOGAMA ,8 TOTAL % 49,8 POTENCIA TOTAL INSTALADA 236 MW POTENCIA ATRIBUIBLE 50 MW 37

38 Muchas gracias 38

39 Esta presentación es propiedad de Gas Natural Fenosa. Tanto su contenido temático como diseño gráfico es para uso exclusivo de su personal. Copyright Gas Natural SDG, S.A. 39