Desarrollo de la generación convencional

Transcripción

1 Desarrollo de la generación convencional CODE. Jornada sobre El sector eléctrico español ante los retos del modelo energético. José Antonio Guillén Marco Madrid, 9 de febrero de

2 Índice 1 Histórico Planificación y desarrollo de ciclos 2 Situación actual 3 Previsión corto-medio plazo 4 Conclusión y receta 2

3 Planificación energética vs. capacidad real instalada Potencia instalada ciclos combinados de gas natural real 2011 vs. prevista 2011 en Planificación 2005 (1) (MW) Potencia instalada de generación de energías renovables* real 2010 vs. prevista 2010 en Plan Energías Renovables 2005 (2) (MW) Potencia instalada de generación solar fotovoltaica real 2010 vs. Prevista 2010 en Plan Energías Renovables 2005 (2) (MW) -10% +15% % Real 2011 Previsto 2011 Plan 2005 (1) GAS NATURAL (ciclos combinados) Real 2010 Previsto 2010 PER 2005 (2) ENERGÍAS RENOVABLES 400 Real 2010 Previsto 2010 PER 2005 (2) ENERGÍA FOTOVOLTAICA (1) Planificación de sectores gas y electricidad aprobada en Consejo de Ministros el 31 de Marzo de 2006 (2) Plan de Energías Renovables aprobado en Consejo de Ministros el 26 de agosto de 2005 * Incluye eólica y solar Nota: la potencia de ciclos combinados es a Abril de 2011, según datos de REE; la de renovables es a Diciembre de 2010, según datos de CNE Fuente: REE; MITyC; CNE 3

4 Índice 1 Histórico Planificación y desarrollo de ciclos 2 Situación actual 3 Previsión corto-medio plazo 4 Conclusión y receta 4

5 El mercado de producción Cobertura de la demanda Orden de mérito del mercado eléctrico en España Volumen indeterminado; fijan el precio mayorista de la electricidad. Efecto cantidad La mayor producción con renovables y el carbón nacional han reducido la utilización de CCGTs y han deprimido los precios Volumen determinado ; son tomadoras de precio Obligación de despachar toda la energía generada por el Régimen Especial (renovables y cogeneración) yelcn; retribución regulada 31% Ejemplo del efecto de la entrada masiva de tecnologías precio-aceptantes en el mercado Efecto precio Fuente: elaboración propia a partir de datos de OMEL La entrada masiva de renovables ha distorsionado el mercado 5

6 Efecto de las energías renovables en el mercado Necesidad de respaldo Se está incrementando la necesidad de respaldo o back-up como consecuencia del mayor peso de las renovables intermitentes en el mix de generación. Esta intermitencia de las principales energías renovables se ha cubierto con una potencia de respaldo firme y flexible, que ha respondido perfectamente en los momentos de baja producción con dichas tecnologías. El sistema requiere de un adecuado respaldo a corto plazo, así como de las señales de precio que permitan las inversiones necesarias 6

7 Índice de cobertura No es necesaria nueva capacidad 7

8 Características del mercado mayorista Mercado marginalista La energía es retribuida a través del precio del mercado Adicionalmente la Ley 54/1997 establece que el Ministerio podrá establecer una retribución en concepto de Pagos por capacidad, en función de las necesidades de capacidad del sistema Elementos del diseño: No se permite que el precio del mercado supere un cierto tope (180 /MWh) NO SIEMPRE SE RECUPERAN COSTES Los cierres de centrales están condicionados a que, de acuerdo al OS, se mantenga la seguridad de suministro SIN LIBERTAD DE SALIDA 8

9 Evolución de la generación bruta Generación Bruta en España (TWh)* Crecimiento anual Crecimiento Crecimiento ,6% +2,6% Crecimiento ,0% +3,6% 280,2 286,4 271,0 280,1 263,6 270,4 271,7 20,6 23,6 19, ,5 28,7 31,6 30,8 35,8 42,5 28,1 19,2 25,3 26,4 50, ,4 60,7 10,0 5,9 2,4 2,4 23,9 48,9 63,5 68,1 2, ,7 91,3 1,8 0,0 78, ,6 RE** No renovable RE** Renovable Hidro Fuel Gas natural (ciclos combinados) 77,4 66,0 71,8 46,3 33, ,4 Carbón 57,5 60,1 55,1 59,0 52, ,7 Nuclear Total Demanda estancada * Excluye Extrapeninsular ** RE = Régimen Especial Fuente: REE, CNE 9

10 Índice 1 Histórico Planificación y desarrollo de ciclos 2 Situación actual 3 Previsión corto-medio plazo 4 Conclusión y receta 10

11 Previsión del entorno. Perspectivas de futuro Año 2010 Año 2020 Producción Producción Capacidad bruta Capacidad bruta MW TWh MW TWh Nuclear , ,6 Carbón , ,6 P. Petrolíferos (*) , ,6 Gas natural (*) , ,3 Bombeo , ,5 Producción no renovable , ,6 Renovables , ,1 Hidroeléctrica , ,1 Eólica onshore , ,6 Eolica offshore ,8 Solar fotovoltaica , ,4 Solar termosolar 232 0, ,4 Otros 752 4, ,7 TOTAL , ,6 %ER/EFinal 20,8%???? Fuente: Plan de Energías Renovables ,REE y Estimación propia (*) Incluyen cogeneración 11

12 Previsión del entorno. Perspectivas de futuro Costes régimen especial (M ) Año 2010 Año 2020 Cogeneración Renovables Hidroeléctrica Eolica Solar fotovoltaica Solar termosolar Otros TOTAL Fuente: Año 2010CNE. Año 2020 Estimación propia en base al PER 12

13 Visión por tecnologías. Nueva capacidad 250 Costes fijos por tecnología Nuclear 200 Hidráulica Carbón /MWh Ciclos combinados 50 Carbón Nuclear CCHH CCGT Horas Es asumible la instalación de nueva capacidad? Fuente: Esrimación propia 13

14 Influencia del mercado marginalista Mercado marginalista con muchas renovables Margen muy reducido en la tecnología marginal NO HAY INCENTIVO ECONÓMICOA NUEVA CAPACIDAD 14

15 Desarrollo del CCS Emisiones Coste CCS Fuente: IEA Fuente: CERA Actualmente las tecnologías CCS están en fase de demostración. La Unión Europea apoya 12 proyectos de desarrollo. Si se va al horizonte libre de CO 2 las plantas térmicas tendrán que implantar tecnologías CCS 15

16 Cierre de las centrales térmicas Tipo de central Potencia (MW) Años de vida útil restante Nuclear Carbón CCGT Fuel Fuente: REE, Esrimación propia. Datos i l i l 16

17 Gestión de la demanda. Interrumpibilidad La interrumpibilidad es una herramienta de gestión de la demanda. Conceptualmente equivale a un pago por capacidad. Sin embargo, hoy se retribuye mucho más generosamente: 589 M MW = /MW vs /MW La interrumpibilidad es un instrumento a considerar para la cobertura de punta y para no sobredimensionar el sistema 17

18 Desarrollo de las interconexiones La construcción de nuevos ejes de transporte presenta muchas dificultades, aunque se están haciendo importantes esfuerzos para reforzar la interconexión 2014: Enlace VSC 2x1000 MW entre Francia y España A futuro: Acuerdo gubernamental de alcanzar al menos 4000 MW de intercambio Fuente: REE 18

19 Índice 1 Histórico Planificación y desarrollo de ciclos 2 Situación actual 3 Previsión corto-medio plazo 4 Conclusión y receta 19

20 Conclusión Incertidumbre en la demanda Dudas sobre la rentabilidad de las tecnologías marginales No están claros los costes de referencia de la nueva capacidad Hay instrumentos que podrían brindar una gestión de la demanda de punta Es muy improbable que si siguen las mismas premisas se tomen nuevas decisiones de inversión

21 Receta Atención a la evolución de la demanda. Atención a la evolución de la tecnología. Objetivos de renovables al menor coste posible. Gestión de la punta con interrumpibilidad. Tecnología de soporte al menor coste posible en función del número de horas de funcionamiento previsible. Pagos por capacidad razonables para mantener la capacidad activa. Cualquier planificación debe: a) Ser flexible (posibilidad de cambiar el paso). b) Evaluar económicamente el resultado.

22 Muchas gracias 22