EL PRECIO DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA: CÓMO PAGAR EL COSTE DE CUMPLIR EL OBJETIVO DE ENERGÍAS

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1 EL PRECIO DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA: CÓMO PAGAR EL COSTE DE CUMPLIR EL OBJETIVO DE ENERGÍAS RENOVABLES? Análisis económico del PANER Pedro Larrea 18 de noviembre de 21

2 2 Índice El paradigma actual del sector eléctrico El impacto económico del PANER Propuestas de gestión económica Conclusiones

3 3 El paradigma actual del sector eléctrico El impacto económico del PANER Propuestas de gestión económica Conclusiones

4 4 La intensa penetración de las tecnologías renovables ha transformado el sector de generación eléctrica Incremento últimos años por encima de la media UE Precio mayorista que no envía señales adecuadas para la inversión Incremento de las primas, que alcanzan 6.8 M en 21 Precio medio mensual poo ol [ /MWh] Precios mayoristas a la baja y minoristas al alza Complejidad explotación del parque Incremento de potencia instalada y cambio en el mix +23. MW CCGT +24. MW Renovables Necesidad de instalaciones de respaldo infrautilizadas Pérdida eficiencia operación centrales térmicas Volatilidad: Alto coste por restricciones, mínimos térmicos, rampas, etc. Demanda eléctrica Demanda neta horas El sector de generación eléctrica se encuentra actualmente en una encrucijada, con factores diversos que exigen su revisión Producción renovable

5 5 En la última década se han instalado +23. MW de CCGT +24. MW de renovables Evolución del parque de generación Evolución de la energía generada da [MW] Potencia instala TACC R.E. 17,6% TACC R.O. 2,8% GW Pr roducción bruta [GWh] GW TACC R.E.13,2% TACC R.O. 1,8% Nuclear + Hidráulica + Carbón Fuel/Gas CCGT Cogeneración Eólica Solar FV Régimen Ordinario Régimen Especial El sistema retributivo español ha contribuido a potenciar el crecimiento de las tecnologías de Régimen Especial

6 6 Las tecnologías fotovoltaica y eólica han protagonizado el crecimiento i renovable en la última décadad Evolución de la potencia instalada en RE 7. Evolución del importe de primas al RE da [MW] Potencia instala GW x 3,9 x 4, GW Prima equivalen nte [M ] MM +1 3 MM Cogeneración Hidraúlica Resto EE.RR. Eólica Solar FV Cogeneración Hidraúlica Resto EE.RR. Eólica Solar FV El crecimiento de +25. MW de tecnologías en Régimen Especial se ha traducido en un aumento del importe de las primas hasta los 6.8 M estimados en 21

7 7 El paradigma actual del sector eléctrico El impacto económico del PANER Propuestas de gestión económica Conclusiones

8 8 El PANER tiene un impacto complejo en todo el funcionamiento i del parque generador OBJETIVOS UE: 2 / 2 /2 PANER: MW RENOVABLES (211-22) NUEVO PARADIGMA PENETRACIÓN RE VOLATILIDAD PRECIOS MAYORISTAS DEL PARQUE GENERACIÓN EN ESPAÑA HORAS CAPACIDAD FIRME VIDA ÚTIL / EFICIENCIA RENTABILIDAD INVERSIÓN CUÁL ES EL IMPORTE DE PRIMAS ASOCIADO? QUÉ POTENCIA FIRME SERÁ NECESARIA?

9 9 El PANER supondrá en el período (211-2) el crecimiento i de la potencia instalada en RE en un 72% Evolución de la potencia instalada en R.E. 9. Evolución de las primas al R.E. 18. Potencia insta alada [MW] Costes s regulados asocia ados al R.E [M ] M M M Cogeneración Hidráulica Eólica Eólica offshore Solar FV Solar Termo Biomasa y otros Se ha tenido en cuenta la cogeneración aunque no se contemple en el PANER Cogeneración Hidráulica Eólica Eólica Offshore Solar FV Solar Termo Biomasa Sensibilidad pool El coste total de las primas asociado al incremento de potencia del PANER en el período será del orden de 44. M

10 1 La tecnología solar recibirá en el año 22 el 6% de los M de primas Peso relativo del coste de primas por tecnología 22: Energía producida vs. coste por tecnología 1% 8% 6% 4% 2% % 14% 11% 15% 6% 19% 22% 17% 35% 28% 46% 27% 32% 15% Costes Regulad dos y Energía por tecnología [%] 1% 75% 5% 25% % M GWh 15% 29% 6% 17% 4% 28% 4% 32% 8% 9% Retribución primas Energía GWh Cogeneración Biomasa Hidroeléctrica Eólica Offshore Eólica Onshore Solar Fotovoltaica Solar Termosolar Cogeneración Biomasa Hidráulica Eólica Offshore Eólica Onshore Solar FV Termosolar A pesar de recibir el 6% parte de las primas, la tecnología solar únicamente aportará en el año 22 el 17% de la generación eléctrica

11 11 Considerando el crecimiento de las primas, los costes regulados ascenderían a M en 22 Ingresos regulados vs. costes regulados proyectados HIPÓTESIS CONSIDERADAS Ingresos regulados: Crecimiento de un 2,3% de la demanda (PANER) Crecimiento de un 3% de las tarifas de acceso Costes regulados: Crecimiento de los costes de T&D correlacionados con la demanda Costes e Ingresos Reg gulados [M ] % 4.25 M % M Disminución de las cuotas debido a los costes extra peninsulares Desajustes de años anteriores crecientes por nuevo déficit acumulado e intereses Desajustes años anteriores Coste del RE Cuotas Distribución Transporte Ingresos escenario tendencial 8.72 M Los ingresos regulados previstos de los peajes son insuficientes para cubrir los costes regulados previstos

12 12 La inexistencia de superávit en el período provoca un aumento de un 9 % anual del déficit it Déficit i acumulado lado Déficit acumul M Bajo las anteriores premisas, el déficit acumulado para el año 22 ascendería a más de 4. M

13 Un crecimiento de potencia basado en tecnologías renovables repercute en la firmeza del sistema Nueva capacidad d firme necesaria firme [MW] Potencia MW MW MW El incremento superior al 5% de potencia renovable no aporta firmeza al sistema. Dado el incremento de demanda previsto en el PANER en el período , se necesita de potencia firme con la que mantener el índice de cobertura Por ello, debe instalarse (y retribuir) 8.67 MW de potencia firme adicional mediante tecnologías convencionales CCGT Nuclear Carbón Bombeo Cogeneración Fuel/Gas Biomasa, RSU y otros Hidráhulica Eólica Potencia firme adicional Será necesario retribuir la creciente necesidad de MW firmes para mantener el índice de cobertura

14 14 El paradigma actual del sector eléctrico El impacto económico del PANER Propuestas de gestión económica Conclusiones

15 15 Subiendo las tarifas de acceso en un 11% en 211, 1% en 212 y 8,5% en 213 se eliminaría i el déficit it tarifario i Posibles sendas de evolución de las tarifas Déficit acumulado en función de la senda [M ] Co ostes e ingresos M Déficit acumulado [M ] Costes según incremento de tarifa inicial Costes según incremento de tarifa final Ingresos según incremento de tarifas inicial Ingresos según incremento de tarifas final Déficit acumulado según incremento de tarifa inicial Déficit acumulado según incremento de tarifa final En caso de retrasar la subida de las tarifas, se generarían 5.85 M de coste adicional

16 16 Alternativamente se pueden modular las primas al Régimen Especial Modulación de cuantía según curva de aprendizaje Modulación de la entrada de potencia en R.E. + curva de aprendizaje l coste asociado a las primas de R.E. [M ] Comparativa de % Termosolar: 36% 4.17 Solar FV: 48% Eólica Onshore: 41% MITYC Curva de aprendizaje.e. [GWh] tiva energía de R. Comparat M 8% 2% 2% Cogeneración Biomasa Hidroeléctrica Solar Termosolar Solar Fotovoltaica Eólica Offshore Eólica Onshore Reducción del coste unitario propuesto por la Comisión Europea en el Renewable Energy Road Map. PANER Modulación de entrada Adicionalmente existen métodos alternativos como la reasignación de costes regulados

17 17 El paradigma actual del sector eléctrico El impacto económico del PANER Propuestas de gestión económica Conclusiones

18 18 CÓMO PAGAR EL COSTE DE CUMPLIR EL OBJETIVO DE ENERGÍAS RENOVABLES? Los objetivos establecidos en el PANER contribuirán a acrecentar el cambio en el paradigma del sector eléctrico español El importe total de primas al Régimen Especial ascenderá en el año 22 a los M Con objeto de evitar un déficit it acumulado en el año 22 superior a los 4. MW, deberían aumentarse las tarifas de acceso en un 11% en 211, 1% en 212 y 8,5% en 213 Además de incrementar las tarifas de acceso, existen medidas alternativas para evitar el incremento del déficit: modulación de las primas, reasignación del coste a otros sectores económicos, incentivos fiscales, etc.

19 EL PRECIO DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA: CÓMO PAGAR EL COSTE DE CUMPLIR EL OBJETIVO DE ENERGÍAS RENOVABLES? Análisis económico del PANER Pedro Larrea 18 de noviembre de 21