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El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables

El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables. Fernando Marti Scharfhausen Vicepresidente Comisión Nacional de Energía. 29 de octubre de 2008. Índice. Experiencias en la Unión Europea. Evolución regulatoria del régimen especial en España. Criterios básicos de regulación

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El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables

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  1. El Marco Jurídico y Normativo de las energías renovables Fernando Marti Scharfhausen Vicepresidente Comisión Nacional de Energía 29 de octubre de 2008

  2. Índice Experiencias en la Unión Europea. Evolución regulatoria del régimen especial en España. Criterios básicos de regulación El acceso a las redes Garantía de origen y etiquetado Expectativas futuras en España Particularidades de los SEIE Evolución

  3. 1. Experiencias en la Unión Europea

  4. Experiencias en la Unión Europea (UE)

  5. Experiencias en la Unión Europea (UE)

  6. Experiencias en la Unión Europea (UE)

  7. Experiencias en la Unión Europea (UE) Objetivos de Política Climática y Energética integrada: • Sostenibilidad: “KIOTO”:Reducir las emisiones de CO2 al menos 20% s/1990. Cubrir mediante energías renovables el 20% del consumo energético final, incluyendo un10% de biocarburantes destinados a automoción. Captura y almacenamiento CO2. • Competitividad: “LISBOA”: mercado interior, desarrollo interconexiones, I+D, formación del consumidor. Plan Acción: ahorro energía primaria del 20% (390 Mtep, 100.000 M€, 780 MtCO2) • Seguridad: “MOSCU”: relaciones externas, nuclear, desarrollo interconexiones, I+D OBJETIVO DEL “20” EN 2020 - 20% GEI + 20% RES + 20% AE

  8. Experiencias en la Unión Europea (UE) Motivo de la regulación. Internalización • Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. • Costes ambientales • Costes del suministro a largo plazo • Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN NO SON LOS QUE PAGAN. • La administración tiene dos opciones: • Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep.02) • Internalizar los costes ambientales INTERNALIZACIÓN DE LOSCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo energético sea sostenible

  9. Experiencias en la Unión Europea (UE) Motivo de la regulación. Internalización Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos GRADUALIDAD Y PRUDENCIA • Mecanismos Directos: E.I.A., “command and control”, planificación y Mercado (elegibilidad) • Mecanismos Indirectos:

  10. Experiencias en la Unión Europea (UE) Distintos modelos La regulación es un factor clave Source: European Commission, 2005

  11. Conventional Producers Wholesale Market Consumers Network Renewables Producers Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed-In Tariff La energía es vendida al mercado (percibiendo además una prima) o a tarifa, que son conocidas durante un periodo de tiempo • Precio: • Fijo (Germany, France, Spain) • Pool precio + prima (Spain) • Periodo de tiempo: • 20 años (Germany); • 15 años (France) • Según vida útil (Spain) Variables

  12. E Electricity Market Customers (electricity) C Certificate Market Customers (certificate) Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Tradable Green Certificates o Quota • En teoría, es el mecanismo en teoría más compatible con el mercado de electricidad. • Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes: • Electricidad • Certificados • El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores).El mercado fija el precio.

  13. Experiencias en la Unión Europea (UE) La importancia de la regulación

  14. Experiencias en la Unión Europea (UE) Documento de Trabajo de la Comisión de la U.E. ( enero-2008)

  15. Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed in tariff es el más efectivo. • De acuerdo con el documento de la Comisión de la U.E. “ los paises con sistema de apoyo más efectivo son dinamarca, Alemania y España, todos ellos basados en sistema “Feed-in Tariffs” Spain

  16. Belgium Italy UK Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed in tariff es también el más eficiente €/MWh Las ayudas en los países con Certificados Verdes son sensiblemente mayores que los costes de generación. El sistema de Certificados Verdes presenta costes más elevados que el sistema de Feed-in Tariffs. Debido a los riesgos superiores, el inversor necesita una prima más alta, lo que hace encarecer el sistema.

  17. Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed in tariff también más eficiente. Eficacia vs coste Spain

  18. Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed in tariff • Ventajas • Efectividad • Eficiencia • Mejora de la calidad de la tecnologçia • Compatible con el mercado eléctrico • Desventajas • Posibilidad de “windfall profits” en el mercado • Es necesario seguimiento de costes

  19. 2. Evolución regulatoria del régimen especial en España

  20. Evolución regulatoria del régimen especial en España Tipos de instalaciones Régimen especial • Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen: • Derecho a incorporar (prioridad acceso) su energía al sistema o acceder al mercado • Retribución: Tarifa regulada (garantía de adquisición) ó Precio Mercado + Prima Régimen ordinario • Resto de instalaciones • Obligación de participar en mercado P>50MW • Retribución: Precio Mercado cogeneración energías renovables residuos 20

  21. Evolución regulatoria del régimen especial en España Tipos de instalaciones • Clasificación por tipo de instalaciones

  22. Metodología CNE 2003 Evolución regulatoria del régimen especial en España 1994-2007 0.- RD 2366/1994 Venta a tarifa:Retribución = Tarifa regulada + Complementos 1.- RD 2818/1998 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa Regulada + Complementos = Precio mercado demanda + Prima 2.- RD 481/2002 Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima + Incentivo Incertidumbre anual en la fijación anual de las primas y tarifas Incentivos únicamente para la cogeneración 3.- RD 436/2004 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima + Incentivo Sobreretribución en el mercado e insuficiencia en cogeneración y biomasa 4.- RD 661/2007 Venta a tarifa: Retribución = Tarifa Venta mercado: Retribución = Precio mercado + Prima Cap & Floor

  23. Evolución regulatoria del régimen especial en España Regimen economico actual • Régimen económico del RE • Los titulares de las instalaciones en RE deben optar por una opción de venta de energía eléctrica. Periodo mínimo: 1 año • Podrán vender: • A tarifa regulada: • En el mercado: Precio de venta = Tarifa Precio de venta = Precio mercado + Prima • En ambos casos se facturan también complementos y costes por desvíos

  24. 3. Criterios básicos de regulación

  25. Criterios básicos de regulación. Metodología CNE-> Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 • Alcanzar losobjetivos de planificación(29 % demanda en 2010):Los incentivos económicos constituyen un instrumento de política energética y ambiental (suficientes para rentabilidad razonable, pero ….se justifican incentivos que obtienen rentabilidad superior a la razonable) • Estabilidad regulatoria.Predictibilidad y seguridad en los incentivos económicos durante la vida de la instalación (animar a los inversores y menor coste financiero): no retroactividad. • Facilitar la operación del sistema. Regulación complementaria para mejorar la calidad de la energía producida (mayor seguridad en el sistema) • Incentivar la integración voluntaria en el mercado. Régimen cada vez menos especial (incrementa el número de agentes en el mercado)

  26. Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 a. Alcanzar los objetivos de planificación

  27. Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 b. Estabilidad regulatoria • El artículo 44 del RD 661/2007: • Tarifas y primas vigentes en la puesta en marcha: durante toda la vida útil de la instalación • Actualizaciones anuales, con IPC-0,25 • Revisiones cada 4 años (2008-2012-2016…): • Entran en vigor el 1 de enero del segundo año (en 2010, se fijarían los incentivos para 2012) • Sin retroactividad para instalaciones existentes (sólo afectan a nuevas instalaciones puestas en marcha a partir de 2008)

  28. Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 c. Facilitar la operación del sistema • Programa de funcionamiento: • Opción a tarifa: Venta energía a mercado diario a precio cero, por representante, con coste de desvíos cuando existe obligación de medida horaria (>= 15 kVA) • Opción mercado: Como cualquier otra instalación • Complemento por energía reactiva (cesión o absorción, con consignas modificables por el OS, y/o a propuesta del distribuidor) • Continuidad de suministro frente a huecos de tensión (eólica): adaptación de las protecciones para evitar la desconexión de la central • Adscripción a centro de control (> 10 MW)

  29. Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 d. Integración voluntaria en el mercado • Dos opciones: • Opción de venta a tarifa regulada: Tarifa Regulada (eólica= 73 €/MWh) • Opción de venta en mercado (en cualquier modalidad de contratación) percibiendo: Precio Mercado + Prima(eólica= floor 71 €/MWh; cap 85 €/MWh) • La participación en mercado con representante • Para las renovables, se introducen • límites retributivos en el mercado, • conocidos como cap and floor.

  30. Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución para la tecnología solar fotovoltaica. • Será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas posteriores a la fecha limite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo-> A partir del 30.9.08 • Se fijan cuatro convocatorias anuales, fijando unos cupos de potencia por tipo y subtipo. • Techo: 2/3 * 400 MW/año • Suelo: 1/3 * 400 MW/año + (100 MW en 2009 y 60 MW en 2010) • Mecanismo de transferencia de cupos entre tipos • En el caso de completar los cupos, en las siguientes convocatorias se reducirán las citadas tarifas de forma paulatina hasta alcanzar una reducción de un 10 % anual.

  31. Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución para la tecnología solar fotovoltaica. • TARIFAS, para la primera convocatoria 2009: • Tipo I: Instalaciones sobre edificación • P <= 20 KW 34,00 cent€/kWh • P > 20 kW 32,00cent€/kWh • Tipo II: Instalaciones en el suelo • Para cualquier potencia: 32,00 cent€/kWh

  32. 4. El acceso a las redes

  33. El acceso a las redesCriterios básicos • Derecho de acceso de terceros a la red • Prioridad de acceso para el Régimen Especial • Sólo se podrá restringir por falta de capacidad necesaria: cuando se ponga en peligro la seguridad, regularidad o calidad de los suministros

  34. El acceso a las redesCriterios básicos • Las limitaciones de acceso se resolverán sobre la base de inexistencia de reserva de capacidad: no debe influir la precedencia temporal en la conexión -> Posibilidad de sobreinstalación en un nudo • Las posibles congestiones se solucionan: • En Transporte, con la adscripción a centros de control y aplicación PO´s. La planificación vinculante resuelve congestiones a medio plazo • En Distribución, con centros de y control o equipos de teledesconexión automática. Es necesario el reconocimiento de las expansiones de red a los distribuidores

  35. 5. Garantía de origen y etiquetado

  36. Garantia de Origen y etiquetadoBase normativa • Directiva 2004/8/CE: Cogeneración de Alta Eficiencia • Artículo 5: “Garantía de origen de la electricidad de cogeneración de alta eficiencia” Los EEMM garantizarán (…) que el origen de la electricidad producida a partir de la cogeneración de alta eficiencia pueda identificarse (…). Los EEMM velarán por que dicha garantía de origen de la electricidad permita a los productores demostrar que la electricidad que venden ha sido producida mediante cogeneración de alta eficiencia y se expida siempre que así lo solicite el productor. • Directiva 2001/77/CE: Energías Renovables • Artículo 5: “Garantía de origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables” Los EEMM harán lo necesario para que el origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables pueda garantizarsecomo tal (…) Asimismo, velarán por que se expidan a tal efecto, previa solicitud, garantías de origen. • Es importante diferenciar claramente las garantías de origen (atributo ambiental) de los certificados comercializables (sistema de apoyo)

  37. Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembre Sistema de Garantía de Origen • Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen (mensual) GªO GªO PRODUCTORES Empresas COMERCIALIZADORAS CONSUMIDORES Cancelación: -Exportación (renuncia a tarifa/prima) -Redención (por el consumidor final) -Revocación (error o deficiencia) -Caducidad Solicitud GdO Solicitud transferencia / importación Expedición GdO CNE CNE CNE

  38. Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembre Sistema de Garantía de Origen • Ingresos obtenidos por la venta de garantías de origen • Separación contable • Informe de plan de aplicación de ingresos • Pueden estar destinados a: • Nuevos desarrollos de instalaciones de régimen especial • I+D cuyo objetivo sea mejora del medio ambiente.

  39. Garantia de Origen y etiquetadoLa Circular CNE 2/2007, de 29 de noviembre Sistema de Garantía de Origen. www.cne.es

  40. Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007

  41. Garantia de Origen y etiquetado Resultados año 2007 • Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen: Página Web CNE GdO CONSUMIDORES GdO PRODUCTORES Empresas COMERCIALIZADORAS Exportación 232 GWh Cancelación Caducidad 16.226 GWh Expedición 47.430 GWh Cancelación caducidad 28.490 GWh Transferencia 30.972 GWh Cancelación redención 2.482 GWh CNE CNE CNE

  42. Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008Sistema de etiquetado de electricidad • Sujetos obligados a informar: • Distribuidores y Comercializadores, del mix general de generación y del mix particular de comercialización, una vez asignadas las garantías expedidas, así como de los impactos ambientales asociados • Información obligatoria: • Mix de producción, adquisiciones comercializadores: REE • Emisiones específicas CO2: CIEMAT • Residuos alta actividad: CSN • Método de cálculo: • Mix de Producción – Garantía de Origen = Mix de comercialización • Plazos: • 1 Abril 2008: Web CNE: información mix producción (general) y mix comercialización (por comercializador) en 2007, e impactos ambientales • Abril 2008: Información en las facturas de los consumidores

  43. Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008Sistema de etiquetado de electricidad

  44. B O,57 Garantia de Origen y etiquetadoLa circular CNE 1/2008Sistema de etiquetado de electricidad

  45. ç Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007 Gráfico del reparto de energía eléctrica de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s :

  46. ç Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007 Gráfico del reparto de energía eléctrica de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s :

  47. ç Garantia de Origen y etiquetadoResultados 2007 Gráfico de las Emisiones de CO2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos

  48. ç Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007 Gráfico de las Emisiones de CO2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de GdO’s Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos

  49. 6. Expectativas futuras en España

  50. Expectativas futuras en España Potencial 159 GW POTENCIAL TÉCNICO APROVECHABLE CON ENERGÍAS RENOVABLES 376 GW 110 GW 66 GW 15 GW 14 GW 6 GW 3 GW 3 GW

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