REGULACIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL. Integración de la energía eólica en el sistema eléctrico

Transcripción

1 REGULACIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL Integración de la energía eólica en el sistema eléctrico Luis Jesús Sánchez de Tembleque Madrid, 25 de octubre de

2 Índice 1. Situación energética en España 2. Las medidas regulatorias 3. La regulación del régimen especial 4. Resultados en renovables y cogeneración 2

3 1. Situación energética en España. Participación de las distintas fuentes en el consumo de energía primaria en España 100% 90% 80% 70% 3,7% 3,5% 3,5% 3,6% 3,8% 3,9% 4,2% 4,4% 4,6% 2,9% 2,7% 1,9% 2,0% 2,8% 1,5% 2,6% 1,9% 1,1% 13,4% 13,5% 12,8% 13,0% 13,0% 12,4% 11,8% 11,7% 10,3% 10,3% 10,4% 11,3% 12,2% 12,8% 14,2% 15,6% 17,3% 19,9% 60% Otras Energías Renovables Hidráulica 50% 40% 53,5% 54,1% 52,8% 51,7% 52,2% 51,1% 50,8% 50,0% 49,6% Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón 30% 20% 10% 16,4% 15,5% 17,2% 17,3% 15,3% 16,6% 15,0% 14,9% 14,6% Combustibles 0% fósiles: 85% 3

4 Efectos derivados de la adopción de 1. Situaciónla energética Estrategia en (III) España Problema 1: La presión de los precios de los combustibles fósiles Precios CIF carbón importado en España $/t

5 1. Situación energética en España Problema 2: La disponibilidad de los recursos energéticos Carbón Gas Natural Petróleo Años Informe Anual BP, 2003 Reservas 5

6 1. Situación energética en España Problema 3: La presión de los requerimientos ambientales LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PROVOCA IMPACTOS AMBIENTALES Es responsable del: 90% de emisiones de SO 2 procedentes de GIC* 68% de emisiones totales de SO 2 90% de emisiones de NO x procedentes de GIC* 23% de emisiones totales de NO x 28% de emisiones totales de CO 2 95% producción de residuos de alta actividad *GIC =Grandes Instalaciones de Combustión ( > 50MWt) 6

7 1. Situación energética en España Problema 4: La falta de equidad en el consumo World Population Total Primary Energy Supply OECD 18% 50% Middle East 3% 4% Former URSS 5% 9% Non-OECD Europe 1% 1% China 21% 15% Asia 32% 12% Latin America 7% 4% Africa 14% 5% Un 50 % de la Energía Total Primaria para un 18 % de la población Mundial. 7

8 1. Situación energética en España. Existe consenso sobre los principios 1. Reconocimiento de que el desarrollo actual no es sostenible 2. Admisión del problema que supone que un tercio de la humanidad no tiene acceso a formas avanzadas de energía 3. Reconocimiento de la urgencia del problema 4. Identificar las grandes líneas de actuación (Consejo Mundial de Energía 2002): Medidas regulatorias Incremento de las energías renovables y de la cogeneración Mejora de los patrones de consumo. Educación y formación. Investigación y desarrollo El transporte 8

9 2. Las medidas regulatorias Ley del sector eléctrico (Nov. 1997). Fin básico. Establecer la regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de: 1. garantizar el suministro eléctrico 2. garantizar la calidad de dicho suministro 3. garantizar que se realice al menor coste posible Todo ello, sin olvidar la protección del medio ambiente. 9

10 2. Las medidas regulatorias Ley del sector eléctrico (Nov. 1997). Fin básico. Todo ello sin olvidar la protección del medio ambiente. Los costes de los impactos no están totalmente incorporados en los precios de la electricidad. La Ley 54/97: integrar progresivamente. La Evaluación de Impacto Ambiental La Ley de prevención y control integrado de la contaminación límites de emisión, inmisión, vertidos. La producción en régimen especial La gestión de la demanda: eficiencia y ahorro 10

11 3. La regulación del régimen especial Régimen especial Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen: Régimen ordinario Resto de instalaciones Derecho a incorporar su energía excedentaria o acceder al mercado Retribución: Tarifa regulada ó Precio Mercado + Prima Obligación de ir al mercado P>50MW Retribución: Precio Mercado = Precio horario marginal+ Garantía de Potencia + SS.CC 11

12 3. La regulación del régimen especial La planificación Planning Biomass and Biogas: 58 MW in > MW in Wind: 837 MW in > MW in Solar: photovoltaic 1 MW in > 400 MW in 2010 thermal 0 MW in > 500 MW in Hydro < 50 MW: MW in > MW en Urban Waste: 103 en > 260 MW en Cogeneration: MW in > MW in

13 3. La regulación del régimen especial Aspectos a considerar 1. ECONÓMICOS: Retribución de la energía con una rentabilidad razonable Sobreincentivos para cumplir objetivos de planificación 2 COMERCIALES: Contratación con el distribuidor o ventas en el mercado Garantía de origen: diferenciación de productos 3. TÉCNICOS: Mecanismos para mejorar la calidad de la energía Conexión a la red 13

14 3. La regulación del régimen especial Retribución: alternativas (RD 436/2004) 1: Venta al distribuidor Tarifa regulada Remuneración basada en la TMR en función de la puesta en marcha: X1% de la TMR durante los N primeros años X2% de la TMR a partir del N*1 2: Venta al mercado Bajo las Reglas del Mercado y obtienen el precio horario del mercado más: Prima del Y% sobre la TMR Incentivo del Z% de la TMR. Es posible cambiar de un esquema a otro una vez al año La retribución aplica a toda la vida útil de la instalación 14

15 3. La regulación del régimen especial Retribución. Complementos (RD 436/2004) Factor de potencia Energía activa y reactiva Equivalente potencia reactiva sobre potencia activa Bo nificación % Factor de potencia Punta Llano Valle <0,95 >33% <0.96 y = %-33% Energía Reactiva: Inductivo <0.97 y = 0.96 <0.98 y = 0.97 <1 y = %-29% 15%-25% >15% % * TMR * E (activa) Capacitivo <1 y = 0.98 <0.98 y = 0.97 <0.97 y = 0.96 <0.96 y = 0.95 >15% 15%-25% 25%-29% 29%-33% Coste del desvío: <0,95 >33% %*TMR * exceso energía s/ la tolerancia Según Reglas Mercado 3. Huecos de tensión: Tensión (pu) 1 0,8 punto de comienzo de la perturbación 0,9 pu 5%*TMR * E (activa) 0,2 0 0,5 1 Tiempo (seg.) 15

16 3. La regulación del régimen especial Cuatro principios en el RD 436/ Predictibilidad y seguridad en los incentivos económicos Remuneración durante toda la vida de las instalaciones (tarifa o prima + precio del mercado) Revisiones sólo para instalaciones nuevas (cada 4 años o cuando se cumpla la Planificación) -> Circular de la CNE (menor coste de financiación de los proyectos -> menor coste para el consumidor) 16

17 3. La regulación del régimen especial Cuatro principios en el RD 436/ Mejorar la calidad de la energía producida El sistema eléctrico español <> sistema aislado Programas de funcionamiento (en mercado, incluso en tarifa): menor coste de reserva y mayor aprovechamiento de la red. Incentivos económicos para proveer servicios complementarios (control de tensión y soportar huecos de tensión) Asociación a centros de control (despachos delegados) Posibilidad de participar en otros SS.CC. 17

18 3. La regulación del régimen especial Cuatro principios en el RD 436/ Alcanzar los objetivos de planificación n (29 % demanda en 2010) Tarifas y primas calculadas para la obtención de una rentabilidad razonable. Adicionalmente, tarifas y primas incluyen una sobreretribución para que se puedan alcanzar los objetivos de planificación: rentabilidad superior. 18

19 3. La regulación del régimen especial Cuatro principios en el RD 436/ Integración n en el mercado Incentivos económicos para el acceso al mercado organizado (diario y a plazo) y libre (contratos bilaterales) Mecanismos adicionales (agente vendedor, comercializador, garantía de origen, ) 19

20 3. La regulación del régimen especial Ventajas y desventajas del RD 436/2004 Ventajas Efectividad Eficiencia Nuevos operadores en el mercado Mejora la calidad de la energía-> predicción, huecos, energía reactiva. Desventajas Aparecen windfall profits cuando participa en el mercado Necesidad de tener información de costes reales 20

21 3. La regulación del régimen especial Efectividad 21

22 3. La regulación del régimen especial Eficiencia 22

23 3. La regulación del régimen especial Retribución en 2004, comparación por países 23

24 3. La regulación del régimen especial Retribución en 2004 y

25 3. La regulación del régimen especial Coste previsto en la tarifa 2006 EXTRAS s/4,235 c /kwh Nuclear y otros: 384 M Extrapeninsular: 517 M Prima Carbón Aut: 110 M Prima RE: M Años anteriores: 227 M ENERGÍA MERCADO 3,754 c /kwh M CAPACIDAD 0,481 c /kwh M TRANSPORTE M M CONSUM. DISTRIBUCIÓNC ION FINAL M M SUMINISTRO 261 M 300 M INSTITUCIONES ES M M Precios del mercado Costes Regulados TOTAL M Sobrecoste del 8,4% E4: 173 M Déficit implícito: -215 M 25

26 3. La regulación del régimen especial Mejoras necesarias (RD 436/2004) Mejorar la regulación n manteniendo los cuatro principios Incorporar los nuevos objetivos de planificación Banda de variación máx. del precio medio mensual del mercado Definir índice de variación anual de las tarifas y primas Tarifas y primas para nuevas instalaciones a partir de 2008 Transposición de la Directiva de cogeneración Resolver la problemática de las instalaciones de purines existentes Eliminar el escalón retributivo en la fotovoltaica Mecanismo de garantía de origen Regulación de las energías renovables situadas en el mar 26

27 4. Resultados 20% de la demanda 27

28 4. Resultados Objetivo % 28

29 4. Resultados 29

30 4. Resultados 30

31 4. Resultados 31

32 4. Resultados 32

33 4. Resultados Horas medias de funcionamiento equivalente Cogeneración Ventas a distribuidora Ventas a mercado Solar Eólica - Ventas a distribuidora Ventas a mercado Hidráulica Biomasa Residuos Tratamiento Residuos

34 4. Resultados 34

35 4. Resultados Energía Ofertada en el Mercado 2% 21% COGENERACIÓN 38% 3% 2% 2% 32% EÓLICA HIDRÁULICA BIOMASA RESIDUOS BILATERAL TRAT.RESIDUOS Las ventas de electricidad del régimen especial en el mercado de producción han representado el 10% de las ventas en el mercado en 2005 y un 20% en abril de A abril de 2006, el 93% de la potencia eólica se encuentra en mercado. 35

36 4. Resultados La eólica 36

37 4. Resultados La eólica 37

38 4. Resultados La eólica 38

39 Información Estadística sobre las Ventas de Energía del Régimen Especial 39