Energías renovables en España: Objetivos y Regulación Gonzalo Sáenz de Miera Director de Prospectiva Regulatoria Toledo, April 5th 2006
Objetivos renovables en España
Los objetivos de renovables en España están definidos en La Ley del Sector, la Directiva de la UE y el Plan de Fomento de las Renovables La Ley del Sector Eléctrico de 1997 establece que el 12% de la energía primaria en 2010 debe ser de origen renovable La Directiva de Renovables de la UE de 2001 define que el 29,4% del consumo final de electricidad en España en 2010 debe ser renovable (frente al 19,9% de 1997) (Gran hidráulica incluida) El Consejo de la UE aprobó la semana pasada una recomendación de incrementar el objetivo al 15% de energía primaria renovable en 2015 en la UE Para la consecución de estos objetivos se elabora un Plan de Fomento de las Renovables que ha ido incrementando constantemente los objetivos de las distintas tecnologías
El nuevo Plan de Renovables de 2005 apuesta fundamentalmente por la eólica En términos de producción representa el 61% del esfuerzo del Plan en el periodo Régimen Especial RO Hidráulica Situación 2004 período 2005-2010 Situación 2010 Hidráulica 3.945 14% 1.958 5% 5.904 8% Eólica 19.571 70% 25.940 61% 45.511 65% Biomasa 2.193 8% 11.823 28% 14.014 20% Resto 2.130 8% 2.417 6% 4.547 7% Total 32.284-32.284 27.838 42.138 69.976 La producción eólica se multiplica por 2,2 alcanzando en 2010, 45.500 GWh con una participación final del 65% del total de la producción prevista. La producción con biomasa se multiplica por 6, esfuerzo poco coherente con su evolución hasta el momento actual. Otras tecnologías, como las solares, crecerán de forma importante, pero tienen una participación reducida.
Análisis de la situación por tecnologías Plan de Fomento 2005-2010 Situación actual (1) Eólica 20.155 10.027 Mini-hidraúlica 2.199 1.701 Biomasa 2.039 485 Solar Fotovoltaica 400 34 Solar Termoeléctrica 500 0 Evolución (MW/año) (2) Evolución necesaria (MW/año) (3) Inversión (M //MW) 1.445 2.025 1,1 40 68 5 0 99 310 73 100 1,2 2,4 6,0 4,0 Volumenneg ocio (M ) 11.140 597 3.729 2.196 2.000 Situación Factores clave Marco económico, gestión técnica y administración Agilización procesos administrativos, mejora de la aceptación social y aprovechamiento de presas del Estado Garantía de suministro materia prima, apoyo de otros sectores Reducción de costes, disponibilidad de paneles y evacuación Desarrollo tecnológico y regulatorio y experiencia (1)Información estadística sobre las ventas de Energía del Régimen Especial (CNE), Febrero 2006, (2) Media de los cinco últimos años y (3) Evolución media necesaria para alcanzar los objetivos
Marco de apoyo a las renovables en España
El marco de apoyo ha ido mejorando progresivamente (y tambiénsuefectividad) hasta la aprobación del Real Decreto 436 en 2004 y el nuevo Plan de Fomento en 2005 1994 1997 1998 2002 2004 2005 Real Decreto Ley del Sector Eléctrico R. Decreto del Régimen Especial Documento de Planificación Energético RD 436 de régimen especial Plan renovables 2005-2010 Acceso prioritario Primas 29% de producción eléctrica por fuentes de energía renovable para 2010 Marco básico para las energías renovables 13.000 MW eólicos para 2011 1.232 1.534 Estabilidad reguladora para cumplir objetivos 1.277* 2.065 20.000 MW eólicos para 2010 1.764 456 794 614 7 57 129 193 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Capacidad instalada por año 1994-2005 (MW) Fuente: CNE (Comisión Nacional de la Energía) y EWEA (European Wind Energy Association) * Menor ratio de inversión debido a incertidumbre de cambios regulatorios Potencia media instalada en 2004-2005: 1.915 MW Capacidad media instalada de 1994-2004: 836 MW
Marco actual de apoyo a la energía eólica en España Establecido en la Ley del Sector Eléctrico de 1997 (Régimen Especial) Regulado por el Real Decreto 436/2004 Toda la retribución está indexada a la Tarifa Eléctrica Media TEM Coste total de sistema eléctrico TEM = = Demanda estimada 76.58/MWh en 2006 Tarifa Regulada Opciones de retribución Mercado % de la TEM (80-90%) + Precio mercado + Prima (50% de la TEM) + Garantía de potencia - Coste de los desvíos La remuneracíón está definida para toda la vida del activo Una vez elegida la opción de remuneración, el operador deberá permanecer en ella al menos un año Existen dos incentivos adicionales: energía reactiva y huecos de tensión Independiente del precio del mercado Similar al régimen ordinario + primas Las primas y precios del sistema pueden ser revisadas cada cuatro años, para ser aplicadas únicamente a los nuevos activos
El marco de apoyo en España es un caso reconocido de éxito Pilares básicos El informe de Ernst & Young sobre mercados renovables considera que el marco español es el más atractivo del mundo Predictibilidad: el sistema garantiza la remuneración a lo largo de la vida del activo. Estabilidad: el marco legal está basado en criterios de no retroactividad. Rentabilidad: se define un escenario de suficiencia, necesario para el desarrollo de las inversiones. El Informe de la Comisión de 2005 concluye que las primas son más efectivas y que España es un caso de éxito
La revisión del marco en 2006
En 2006 se revisa el Real Decreto 436/2004 que define el marco de apoyo a las renovables Son tres las razones que justifican la revisión: El escenario de precios energéticos en el que se define el RD 436 puede haber cambiado sustancialmente La aplicación del RD 436 ha tenido efectos que no se pudieron anticipar en su definición En el propio RD 436 se preveía la revisión de primas y precios en 2006 que se aplicarían a partir del 01/2008
El precio del mercado se ha incrementado sensiblemente desde 2004 por el incremento de costes de combustible y del CO2 /MWh 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 dic 1998 oct 1999 ago 2000 jun 2001 abr 2002 feb 2003 Situación actual Aprobación RD 436 Mar 2004 Evolución prevista dic 2003 oct 2004 ago 2005 jun 2006 abr 2007 feb 2008 dic 2008 oct 2009 ago 2010 Se ha pasado de escenarios de 30-35 MWh considerados en el RD 436/2004 a precios de 40-60 MWh en la actualidad El probable mantenimiento de alguno de los factores que explican este cambio precios de combustibles y CO2 - hacen pensar que esta escenario de precios se mantendrá a medio plazo, aunque con mucha mayor volatilidad
Los resultados de la predicción eólica han mejorado sensiblemente pero la desaparición de la opción de liquidación anticipada ha incrementado el coste de los desvíos Desvíos Se han reducido hasta niveles del 50% para parques individuales y del 30-35% agregando Costes En el RD 436 se consideraba la opción de liquidación anticipada, en la que los desvíos se pagaban al 10% del precio del mercado. Con la desaparición de dicha opción se paga a su precio en el mercado(~ 30% del precio de mercado) Coste desvíos Precio mercado Coste desvíos por MWh producido (con desvíos del 30%) Escenario del RD 436 (marzo 2004) Liquidación anticipada 10% Precio Mercado = 3 MWh 30 MWh Desvíos x coste = 30% x 3 MWh = 0,9 MWh Escenario Actual Coste real en el mercado 30% Precio Mercado = 16,5 MWh 55 MWh 35% x 16,5 MWh = 5,8 MWh
La energía eólica recibe un precio de mercado inferior al precio medio del pool (y está disminuyendo los costes de suministro) Ejemplo del 14-16 de febrero de 2006: con la misma demanda, un aumento de la producción eólica reduce el hueco térmico, saca al fuel del mercado, lo que provoca una bajada del 20% del precio. 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 14 de febrero 15 de febrero 16 de febrero 120 100 80 60 40 20 Precios MD ( /MWh) 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 0 Eólica Resto Régimen Especial en mercado Nuclear Total Hidráulica Carbón CCGT Fuel + gas Precio mercado diario No hay eólica y entra el fuel Precio = 110 MWh El incremento de eólica evita la entrada de fuel Precio = 85 MWh
Como consecuencia, la eólica está disminuyendo los costes de suministro Ejemplo del 14 y 16 de febrero de 2006 La eólica pasa de producir 16 GWh el 14 de febrero a 141 GWh el 16. Como consecuencia el hueco térmico se reduce en 73 GWh. Al reducirse el hueco térmico, se reduce la producción con carbón y con CCGT y no es necesario producir con fuel. Como resultado el precio de mercado que cobra todo el régimen ordinario baja 20 MWh (de 84 a 64 MWh).
Así, en 2005 la eólica generó un ahorro de 660 M y contribuyó a contener el déficit Sobre coste de la eólica Sobre coste de 1MWh eólico = prima + incentivo = 38,3 /MWh Producción eólica en 2005 = 19.300 MWh Sobre coste de la eólica en 2005 para el sistema = 19.3 M MWh x 38,3 MWh = 740 M Coste evitado por la eólica en el mercado Sin eólica, el precio del mercado en 2005 habría sido, en media, 6 /MWh superior Por ejemplo, en los 6 meses en los que el precio lo marcó el CCGT, sin eólica, lo hubiera marcado el fuel, 20 /MWh más caro Coste evitado por la eólica = demanda total x 6 /MWh = 230 M MWh x 6 /MWh = 1.400 M Sobrecoste 740 M Coste evitado 1400 M AHORRO 660 M
Como resultado de lo anterior, con los precios actuales de mercado la eólica está recibiendo retribuciones elevadas, pero menos de lo que pueda parecer Retribución eólica en el mercado en 2005 Opinión Pública Real Ingreso Medio en el Mercado 55,70 51,20 Ingreso Garantía de Potencia (provisional) 4,80 4,80 Valor de la prima (40% de la TEM) 29,30 29,30 Incentivo (10% de la TEM) 7,30 7,30 Coste desvíos (35% de desvíos) -1,90-5,80 TOTAL 95,20 86,80 Los 8,4 MWh menos equivalen a más de un 10% de la TEM La eólica sólo recibe el 92% del precio medio de mercado por la correlación inversa producción-precios Con la desapación de la opción de liquidación anticipada en 2005 el coste de los desvíos se multiplica por 3,5
Sin embargo, el mantenimiento de un escenario de precios superiores a los considerados, y más volátiles Puede justificar la definición de un sistema Cap & floor en la retribución en la opción de mercado Podría consistir en limitar el precio de mercado que reciben las eólicas. En un intervalo de precios (definido por el cap y el floor) el agente percibiría ese valor más la prima. Renunciaría a precios superiores y se vería protegido con respecto a precios inferiores. Este sistema no afectaría a los principios básicos del marco (estabilidad y suficiencia) y permitiría: Acotar el coste que la eólica tiene para el sistema (en una situación de déficit tarifario) Evitar posibles retribuciones excesivas que podrían poner en cuestión la opción de mercado, que tan positivos resultados está teniendo sobre el sistema Mantener una estabilidad real en la retribución de los agentes eólicos, definiendo un suelo en la retribución Este sistema no afectaría a la retroactividad en los principios fundamentales del marco de apoyo ya que no vulneraría la confianza legítima del inversor al garantizar una rentabilidad razonable de la actividad.
La revisión de primas y precios, a aplicar a partir de 2008 sólo a las nuevas inversiones debe tener en cuenta las palancas que afectan la rentabilidad costes inversión Operación y mantenimiento Análisis Sin cambios palancas rentabilidad ingresos Mercado spot horas funcionamiento evolución precios coste desvíos correlación inversa
Los costes unitarios de inversión están creciendo por el aumento del tamaño de las máquinas y por la fuerte demanda internacional Factores COSTE (M / MW) 1300 1250 Exigencias de máquinas más grandes por motivos ambientales 1200 1150 1100 1050 1000 950 900 850 800 750 +15% 1.050-1.150 MW 950 /MWM 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 AÑO Aunque permiten aprovechar mejor el viento incrementan el coste por MWh producido (por su mayor coste unitario) Es previsible el mantenimiento de precios altos por el incremento de la demanda en mercados internacionales (EEUU, China, India)
Los parques que se instalen en el futuro tenderán a disponer de menos horas de funcionamiento 2500 2450 2.472 En el RD 436 se consideró que las horas medias de los parques sería de 2.300 h/año. 2400 2350 2.309 2300 2250 2200 2150 2100 2050 2000 2000 2001 Fuente: CNE 2002 2.312 2003 2.129 2004 2.190 2005 2.239 Sin embargo, según datos oficiales de la CNE las horas de funcionamiento se acercan más a las 2.200 horas años. Existe una tendencia a un número decreciente de horas de los parques que se mantendrá en el futuro, al irse ocupando las mejores ubicaciones
Conclusiones
Conclusiones La eólica es el principal vector de crecimiento en el negocio de renovables Su marco de apoyo, definido en el RD 436, se está mostrando muy eficaz y eficiente En 2006 se va a revisar dicho RD para adaptarlo al nuevo escenario de precios, para incorporar sus efectos no previstos y porque ya estaba así definido en el propio RD. Si se quiere mantener la efectividad del marco, para lograr los objetivos definidos, la revisión debe basarse en los siguientes pilares: Mantenimiento de los principios básicos: predictibilidad, estabilidad y suficiencia Definición de un sistema de cap-floor en la retribución del mercado. Con ello, sin afectar a los principios básicos del sistema, se garantiza la sostenibilidad de la opción de mercado y sus ventajas para el sistema, manteniendo una rentabilidad razonable de las inversiones Revisión de primas y precios a aplicar en 2008 teniendo en cuenta el coste creciente de inversión y la tendencia al menor número de horas de funcionamiento de los nuevos parques.
Energías renovables en España: Objetivos y Regulación Gonzalo Sáenz de Miera Director de Prospectiva Regulatoria Toledo, April 5th 2006