Subastas de Régimen Especial y participación en Servicios de Ajuste

Transcripción

1 Subastas de Régimen Especial y participación en Servicios de Ajuste Ignacio Sánchez Perea Director de Regulación y Asesoría Jurídica 26 de junio de 2013

2 Índice 1. Situación actual. Consecuencias del RDL 2/ Subasta de Emisión Primaria de Energía eléctrica a partir de la posición abierta del sistema tarifario con el Régimen Especial 3. Integración de la energía eólica en el contexto del acoplamiento europeo. 4. Modulación de costes de la demanda para una mayor integración eólica 2

3 Situación actual. Consecuencias del RDL 2/

4 Situación actual. Consecuencias del RDL 2/2013. Argumentos que trataban de justificar el RDL 2/2013: Evitar la volatilidad de la componente del déficit de tarifa correspondiente a las primas del Régimen Especial. Evitar aumentar el coste de la energía para el consumidor final. 4

5 Situación actual. Consecuencias del RDL 2/2013. Ante una situación de precios bajos, el importe total correspondiente a la prima equivalente, aumenta frente al presupuestado al establecer las tarifas correspondientes. Al desaparecer parte de la oferta de venta en el mercado a plazo (el 40% de la energía correspondiente al régimen especial), los compradores se encuentran con precios superiores a los esperados 5

6 Subasta de Emisión Primaria de Energía eléctrica a partir de la posición abierta del sistema tarifario con el Régimen Especial 6

7 Subasta de Emisión Primaria de Energía. Necesidad de reducir la volatilidad del déficit de tarifa originado por la única opción de tarifa del RE Si P pool P estimado Deficit Tarifa Posición larga P pool sobre 100 TWh 7

8 Subasta de Emisión Primaria de Energía. 8

9 Subasta de Emisión Primaria de Energía. Subastas diferidas a lo largo del año n 1, antes que el Ministerio cierre el presupuesto para el año n. Productos anuales o trimestrales. Coberturas parciales o totales, dependiendo de la liquidez del mercado. Precio medio ponderado resultante de las subastas se internaliza en el presupuesto de tarifas 9

10 Subasta de Emisión Primaria de Energía. La contraparte vendedora sería el sistema tarifario. Cualquier compañía podría tener acceso a comprar en estas subastas. Para las instalaciones de RE el proceso de liquidación de las primas y el importe de las mismas sería exactamente igual que hasta ahora. Podría establecerse precio de reserva 10

11 Subasta de Emisión Primaria de Energía. VENTAJAS 1. EL SISTEMA TARIFARIO. Dejaría de estar expuesto a la volatilidad del precio del mercado y, por tanto, podría presupuestar de una manera estable el coste de las primas equivalentes del Régimen Especial, eliminando prácticamente el riesgo al que está sometido en la situación actual. 11

12 Subasta de Emisión Primaria de Energía. VENTAJAS 2. PRODUCTORES DE REGIMEN ESPECIAL. Se evitaría el riesgo de cambio regulatorio al que están sometidos si el importe de esta remuneración aumenta como consecuencia de precios bajos en el mercado spot. El sistema aporta seguridad jurídica y evita actividad litigiosa que pudiera derivarse. 12

13 Subasta de Emisión Primaria de Energía. VENTAJAS 3. CONSUMIDORES. La oferta y la competencia en el mercado a plazo aumentaría de manera muy significativa, previsiblemente con un resultado de un menor precio para el consumidor que el que tiene actualmente en ausencia de la oferta del régimen especial en el mercado a plazo. 13

14 Integración de la energía eólica en el contexto del acoplamiento europeo. 14

15 Integración de la energía eólica en el contexto del acoplamiento europeo El target model europeo establece un mercado continuo (que puede ser complementado con subastas regionales) para los mercados intradiarios. La directrices de ACER para el Network Code Electricity Balancing establecen que debe incentivarse la participación activa en los servicios de ajuste de la demanda y de la generación renovable. En el marco regulatorio español actual no sería posible la integración de la generación renovable ni en lo mercados intradiarios continuos ni en los mercados de servicios de ajuste. 15

16 Integración de la energía eólica en el contexto del acoplamiento europeo 1. Cálculo de la baldita contra el precio del mercado diario ponderado con la curva de generación eólica real. Esto implicaría una participación económicamente eficiente de la generación renovable en el mercado intradiario, tanto en la sesión continua como en las subastas. 2. Eliminar las restricciones actuales a la participación en los mercados de ajuste. - Restricciones por opción de venta - Restricciones por requisitos de Gestionabilidad 16

17 Modulación de costes de la demanda para una mayor integración eólica. 17

18 Modulación de costes de la demanda para una mayor integración eólica Dos posibilidades para reducir las situaciones de excedente eólico: 1. Aumentar las exportaciones (mejorables pero de recorrido limitado por la capacidad de las interconexiones). 2. Aumentar la demanda interna. 18

19 Modulación de costes de la demanda para una mayor integración eólica PROPUESTAS Incentivar un mayor consumo en las horas más baratas del mercado diario Modulación de costes regulados del mercado (pagos por capacidad, pérdidas red) Modulación del ATR Incentivar la participación de la demanda en los mercados de ajuste (de acuerdo con el Network Code Electricity Balancig) 19

20 Modulación de costes de la demanda para una mayor integración eólica Costes del suministro eléctrico según la tarifa de acceso Costes unitarios en /MWh 2.0 A 2.1 A 3.0 A 3.1 A ATR Potencia ATR Energía Costes regulados mercado Costes mercado libre Datos de elaboración propia 20