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02 | 02 | 10. COEIC. Perspectiva de la tarifa eléctrica. Dirección de Regulación. Endesa es un gran operador multinacional en electricidad y gas. Presencia Endesa. Negocio principal electricidad y gas. Empresa española Sede y centro de decisión en Madrid Cotizada en España

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  1. 02 | 02 | 10 COEIC Perspectiva de la tarifa eléctrica DireccióndeRegulación

  2. Endesa es un gran operador multinacional en electricidad y gas Presencia Endesa Negocio principal electricidad y gas • Empresa española • Sede y centro de decisión en Madrid • Cotizada en España • Presencia en 10 países • Potencia instalada: 39 GW • Producción: 147 TWh • Clientes: 24 millones • Empleados: 27 mil • Empresa líder en el sistema ibérico • La primera multinacional eléctrica privada de América Latina Presencia en toda la cadena de valor de electricidad y en el negocio del gas Accionariado: 92% Enel, 8% “free-float” Nota: Datos a cierre 2008 pro-forma (post desinversión activos a Acciona e incorporando ESB)

  3. EBITDA 2008 Millones € Clientes eléctricos Millones Capacidad instalada GW Endesa está entre las principales empresas eléctricas europeas en capacidad de generación instalada, número de clientes eléctricos y EBITDA • Enel (con Endesa) • Enel (con Endesa) • EdF • 138 • 61 • 16.100 • Enel (con Endesa) • 94 • EdF • 44 • EdF • 15.974 • E.On1 • 74 • RWE-Essent • 25 • E.On1 • 13.952 • Suez-GDF • 68 • E.On1 • 24 • Suez-GDF • 13.900 • RWE-Essent • 51 • Iberdrola2 • 26 • RWE-Essent • 9.196 • Iberdrola2 • 43 • Endesa • 24 • Endesa • 6.691 • Vattenfall-Nuon • 40 • Suez-GDF • 12 • Iberdrola2 • 6.400 • Endesa • 39 • GN+UF • Vattenfall-Nuon • 5.777 • EDP • 18 • EDP • UF+GN • 4.844 • GN+UF • 17 • Vattenfall-Nuon • EDP • 3.155 1 Estimando incorporación activos desinvertidos por Endesa durante todo el año 2 Incorporando Energy East durante todo el año Nota: Datos 2008 + estimación de últimos movimientos corporativos. Los datos de Enel incluyen el 100% de Endesa (post desinversión activos a Acciona e incorporando ESB) FUENTE: Estimación propia

  4. Evolución sectorial 1998-2010

  5. Situación inicial. Año 1998 1998 Liberalización del sector eléctrico • Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. • 4 Operadores integrados. • 2 Actividades liberalizadas: Generación y comercialización • 1 Actividad regulada: Transporte y distribución. • Convivencia de mercado libre y tarifas reguladas. • Calendario de apertura (liberalización total 01/01/2003). • Importe máximo de CTC’s: 8.664 M€. GENERACIÓN PENINSULAR (TWh) Expediente Tarifas 1998 (Peninsular) Clientes 20,1 millones Consumo c.f. 152 TWh Consumo medio 7.600 kWh/cliente Precio generación 31,9 €/MWh b.c. Ingresos medios 76,8 €/MWh c.f.

  6. Evolución del mix de generación peninsular desde el inicio de la liberalización Evolución de la cobertura por tecnología entre 1997 y 2009 TWh TWh 300 300 RE-Otras Renovables 250 250 RE-Térmica Ciclo Combinado 200 200 Fuel Gas 150 150 Carbón RE Hidráulica 100 100 Hidráulica Neta 50 50 Nuclear Saldo Intercambios 0 0 -20 -20 Consumo Generación 2004 2009 2005 2006 1997 1998 2000 2001 2003 2007 1999 2002 2008 Año Fuente: REE

  7. Evolución de la tarifa eléctrica y el petróleo en términos reales 320 230 139 115 83 2000 2001 1999 2002 2003 2004 2006 1997 1998 2005 2008 2009 2007

  8. Variación del Expediente de Tarifas desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010

  9. Variación del Expediente de Tarifas desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010 En términos reales, el coste del servicio eléctrico ha aumentado un 1% desde 1998. Sin embargo, dicho incremento no ha sido trasladado al conjunto de clientes, que han disfrutado de una disminución del precio medio de electricidad debido al déficit de actividades reguladas.

  10. Las adiciones de capacidad al sistema han sido fundamentalmente de ciclos combinados de gas y de tecnologías renovables Evolución de la capacidad total y por tecnología. Porcentaje Capacidad añadida1998-2008 GW Porcentaje 42 85 • 49 GW • 91 GW • Total 0 0 • Carbón • 12% • Carbón • 23% • Fuel-gas -4 -46 • 5% • Nuclear 1 1 • 8% • Hidro 0 0 • Fuel-gas • 17% • 18% • Nuclear • 16% • Ciclo combinado 22 N.A. • 24% • Hidro. • 33% • Ciclo • combinado • Renovables (R.E.) 23 409 • 32% • 0% • Renovables • (R.E.) • 12% • 1998 • 2008 FUENTE: REE; Endesa; MITyC

  11. 9 42 12 22 El sector eléctrico español ha añadido capacidad para hacer frente al importante crecimiento de la demanda y lo ha hecho en mayor medida que el resto de países europeos Evolución de la demanda punta y de la capacidad instalada en España peninsular GW. 1998 a 2009 Incremento de capacidad por país Porcentaje.1998 a 2008 • Capacidad1 • 55 +11 GW • 50 • 45 • Demanda2 • España • Italia • R.U. • Francia • 40 • 35 Margen de reserva actual del ~25% • Adición total capacidad instalada 98-08 (GW) +2 GW • 30 • 0 • Demanda en 2008 (GWh) 264 317 350 461 2009 • 1998 • 2000 • 2002 • 2004 • 2006 • 2008 1 Capacidad instalada ponderada por la disponibilidad 2 Demanda punta horaria para el año FUENTE: Informes locales; Bloomberg; GME; OMEL; Platts Power Daily Publications; IDEX; RTE; REE; Euroelectric

  12. 10 Emisiones de CO2 (g)/ Producción (kWh) España Dinamarca Alemania Francia Noruega Suecia La penetración de las renovables de R.E. en España es de las más altas de Europa y ha contribuido de manera determinante a reducir las emisiones de CO2 • La penetración de renovables en España es elevada en comparación con otros países europeos • Las renovables en España han contribuido a la reducción de emisiones de CO2 Penetración de las tecnologías renovables de R.E. por país1 Porcentaje sobre energía. 2008 Grado de interconexión2 Porcentaje • 680 • Países con fuerte fomento de renovables • 417 • 510 • 490 • 450 • 356 50 • 1998 • 2008 • 1998 • 2008 • 1998 • 2008 • Dinamarca 6 • España 14 • Finlandia • Países con reducida penetración de renovables Posibilitado por niveles de interconexión muy elevados • 480 • 440 16 • Alemania 29 • Suecia • 1998 • 2008 6 • Italia R.U. 2 • R.U. • Países que partían de un “mix” favorable • 96 14 • 91 • Francia • 26 • 11 N.D. • Noruega • 1998 • 2008 • 1998 • 2008 • 1998 • 2008 1 Energías renovables excluyendo cogeneración; penetración sobre producción neta 2 Capacidad de importación NTC por hora total en relación con la capacidad de generación instalada FUENTE: RTE; REE; Euroelectric; Nordel

  13. 1.181 El Real Decreto Ley 6/2009 sienta las bases para la solución del déficit de tarifa • RDL 6/2009: financiación de los déficits vía titulización • Evolución del déficit Más unos 5.000 mill. previos a 2005 • Reconocimiento expreso de déficits generados hasta 31 de diciembre de 2008 con un límite de 10.000 millones de euros • Posibilidad de ceder todos los derechos pendientes de cobro a un fondo de titulización • Concesión de avales de la Administración General del Estado para el cobro • Aprobación expresa del déficit futuro ex-ante en la disposición de aprobación de las tarifas Déficit de tarifa de los ejercicios del 2005 al 2008 • Millones de Euros • 2005 • 2006 • 2007 • 2008 Limitación del déficit de tarifa para los ejercicios de 2009 al 2012 • Millones de Euros RDL 6/2009 • 2009 • 10 • 11 • 2012 A partir de enero de 2013, los peajes de acceso deben ser suficientes para satisfacer la totalidad de los costes regulados sin que pueda aparecer déficit ex ante FUENTE: Reguladores, legislación, informes anuales de las distribuidoras; RD 485/2009

  14. Situación actual. Año 2009 • Ley 17/2007, que modifica la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. • Posibilidad de Tarifa TUR para clientes BT ≤ 10 kW. • Principales agentes: • 12 generación • 33 comercialización • 5 distribución • Liquidación CNE 11/2009: Prima RE 5.750 M€ / DAR 4.066 M€ 2009 Desaparición de tarifas integrales GENERACIÓN PENINSULAR (TWh) Expediente Tarifas Julio 2009 (Nacional) Clientes 27,3 millones (+2,2% anual) Consumo c.f. 243 TWh (+3,5% anual) Consumo medio 8.900 kWh/cliente (+1,3%) Clientes TUR 25,6 millones Consumo TUR. 77 TWh (32%) Precio generación 48,0 €/MWh (+3,8% anual) Ingresos medios 99,5 €/MWh (+2,4% anual)

  15. Variación del Mercado desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010 Fuente: REE

  16. La disminución de precios eléctricos en el proceso de liberalización del mercado español se produjo en un entorno de disminución tarifaria previa FUENTE: Eurostat

  17. Comparación internacional de precios de la electricidad FUENTE: Eurostat

  18. La disminución de precios eléctricos en el proceso de liberalización del mercado español se produjo en un entorno de disminución tarifaria previa FUENTE: Eurostat

  19. Comparación internacional de precios de la electricidad FUENTE: Eurostat

  20. Resumen de principales logros del sector en los últimos años • Generación • Respuesta adecuada a incrementos de demanda muy importantes • Evolución de “mix” de generación en línea con el cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad marcados por Europa • Gran desarrollo de renovables • Elevada reducción de CO2 • Eficaz funcionamiento de los mercados, con niveles de competencia elevados y precios relativamente reducidos • Redes • Mejora sustancial de la calidad de servicio • Incremento de los volúmenes de inversión en distribución para dar respuesta a la demanda • Mejora de la eficiencia de los operadores • Comercia-lización • Decidido avance en la liberalización de la comercialización • Equilibrio económico del sistema eléctrico • El RDL 6/2009 sienta las bases para • Resolver el déficit histórico del sistema • No generar nuevo déficit a partir de 2013 • Sin embargo, existen una serie de retos que tendrán que ser solucionados en el futuro

  21. Situación en 2010 y retos futuros

  22. Orden ITC/3519/2009 Peajes de Acceso 2010Aspectos generales • Demanda • Variación de la demanda media del -0,15%. • Precios de mercado estimados • Precio medio mercado: 40,37 €/MWh • SSCC 3,6 €/MWh • Pago de capacidad 6,12 €/MWh. • Variación de tarifas • Incremento medio de peajes: 14,5% • Incremento de TUR sin discriminación horaria del 2,6% • Incremento significativo de los excesos de energía reactiva, traspasando al cliente una señal económica efectiva con el mismo factor de potencia que el requerido a los distribuidores (de 0,9 a 0,95). Insuficiencia de ingresos • El MITyC prevé un déficit de actividades reguladas de 3.000 M€, en línea con el RDL 6/2009 para 2010. Régimen especial • La memoria considera un sobrecoste de 5.888 M€. Dicha previsión se considera insuficiente para 2010. Sobrecoste SEIE • La compensación a ser cubierta por tarifas de 2010 asciende a 897 M€ (ya descontada la parte a ser financiada por PGE de 2011, un 34%).

  23. El desarrollo del sistema eléctrico español gira en torno a 3 objetivos principales cuya compatibilidad es el origen de los principales retos del sector Seguridad (de suministro) Sostenibilidad (medioambiental) Competitividad (eficiencia económica)

  24. Evolución de la Tarifa de Acceso 2010-2020 El sobrecoste del régimen especial es la partida de costes de acceso que tendrá mayor impacto en la tarifa de los próximos años. Se prevé un sobrecoste del régimen especial entre 7.000 M€ y 13.500 M€ en 2020 dependiendo de la transferencia de la curva de aprendizaje de las tecnologías en la retribución del régimen especial, implicando que las tarifas de acceso se deberán incrementar entre un 30% y 70% (entre un 12% y un 46% en términos reales)

  25. . + 2 331 3 309 ~40% 1 319 • 1,3% • 1,6% • 1,9% • % La evolución del sistema hasta 2020 va a estar condicionada en gran medida por los objetivos de sostenibilidad de la Unión Europea 2020 • Hipótesis de partida/ restricciones para el análisis de la evolución del sistema a 2020 • Incertidumbres del sistema – posibles escenarios de demanda del sistema eléctrico a considerar (sistema eléctrico peninsular) • Crecimiento anualizado 2008-2020 • Demanda • (TWh) • Renovables • (%) • Escenario sin eficiencia energética • Limitada eficiencia energética • Elevada penetración de coche eléctrico1 (5 millones) • Cumplimiento de objetivos de renovables definidos por la Unión Europea: • Para España 20% del total de energía en consumo final, que para el sector eléctrico supone el ~40% de la energía producida renovable • Escenario base • Elevada eficiencia energética2 • Elevada penetración de coche eléctrico1 (5 millones) • 264 TWh Caída de la demanda a partir de 2008 – no se espera recuperar niveles equivalentes hasta ~2013 • Escenario de demanda baja • Elevada eficiencia energética2 • Reducida penetración de coche eléctrico (1 millón) • 2008 • 2010 • 2012 • 2014 • 2016 • 2018 • 2020 1 ~20% parque 2 Intensidad energética primaria España (consumo de energía de todos los sectores/unidad PIB) de 164 (escenario 1), 162 tep/mill. Euros 2000 (escenario 2) y 156 tep/mill. Euros 2000 p (escenario 3), vs. 195 tep/mill. Euros 2000 en 2005: El escenario 3 implica una reducción del 20% FUENTE: Endesa

  26. Reto: seguir avanzando en el cumplimiento de los objetivos de renovables de manera eficaz y eficiente para todo el sistema Reto Propuesta de Endesa • Seguir avanzando en el cumplimiento de los objetivos de renovables de manera eficaz y eficiente para todo el sistema • Objetivo de la Unión Europea: 20% del consumo energético final total proveniente de fuentes renovables en 2020 • Implicaciones: • En 2020 aproximadamente un 40% de la energía eléctrica total debe provenir de fuentes renovables • Necesidad de incrementar la capacidad de renovables en el sistema español en unos 25 GW adicionales hasta 2020 • Sobre-coste asociado potencialmente muy elevado (correspondiente a las renovables en sí y, además, a infraestructuras adicionales de distribución e interconexiones que serían necesarias) Modelo de desarrollo de las renovables que garantice: • Estabilidad y posibilidad de predicción de la remuneración (senda de retribución marcada a priori) • Planificación y control del desarrollo de la nueva capacidad (senda de crecimiento marcada a priori) • Retribución regulada suficientemente atractiva para favorecer el cumplimiento de los objetivos, pero … • … No excesivamente alta, para garantizar una cierta presión competitiva y la captura de las curvas de aprendizaje de cada tecnología (ej., subastas para la eólica, cupos y primas para la fotovoltaica) • El favorecimiento del desarrollo de industrias asociadas en el país (I+D, competitividad, puestos de trabajo…) • Un objetivo final de alcanzar una retribución de mercado lo antes posible para cada tecnología Reflexionar sobre la posibilidad de repartir el sobre-coste de las renovables entre todos los sectores energéticos o de cubrirlo entre todos los contribuyentes (con cargo a los PGE)

  27. El régimen retributivo de las renovables genera un sobre coste importante que puede lastrar al sistema los próximos ~20 años Retribución por tipo de tecnología 2008 y 2009 Sobre-coste renovables R.E2. • Euros/MWh Millones de euros Precio medio renovables R.E 2008-09 • 350-450 • ~5.4002 • 110-130 • 120-130 • 2.6002 • 90-110 • 80-110 Precio medio R.O. 2008 • 2008 • 2009 • 64-70 • 64-70 • 40-45 • En 2009, dicho sobre-coste se refleja en que las renovables concentran el 22% de la producción y el 44% del coste de generación • A este sobre-coste de las primas, habría que añadir otros costes adicionales (impacto en tecnologías térmicas, infrautilización, licencias, otros) • 40-45 Precio medio R.O. 2009 • Solar • Biomasa y otras • Cogene-ración • Eólica • Régimen Ordinario (R.O) 2008 • Régimen Ordinario (R.O) 20091 1 Precio medio después de servicios complementarios estimado para el año 2 Cogeneración (también perteneciente al R.E.) no incluida FUENTE: REE; CNE; Endesa

  28. Es necesario definir un modelo retributivo que tenga en cuenta la madurez de cada tecnología Reducción de costes por tecnología • Curva de aprendizaje por tecnología • Porcentaje que representa el coste de inversión en cada año sobre el de 2005 • Es necesario seguir profundizando en el entendimiento de las curvas de aprendizaje tecnológico de cada tipo de renovable • El modelo retributivo debe reconocer la evolución de los costes de inversión en el tiempo – la curva de aprendizaje es típicamente muy pronunciada • Ejemplo de la fotovoltaica en España: en los últimos cuatro cupos que se han añadido al sistema, el exceso de oferta lleva a unas reducciones de primas del 12% • Geotérmica • Biomasa sólida ”CHP” • Biomasa sólida “co-firing” • Biomasa gas “CHP” • Biomasa gas • Eólica • Mareomotriz • Termo-solar • Fotovoltaica FUENTE: “Renewable Energy Road Map” (Informe de la Comisión Europea, SEC 2006)

  29. . 86% 2.462 1.300% 1.395 Ejemplo de resultados de los diferentes modelos retributivos empleados en España en el pasado – eólica versus solar • Objetivos de capacidad instalada • 2000-20101. • GW • Cumpli-miento • Sept. 2009 • Porcentaje • Sobre-coste en 20092 • Evolución de la capacidad instalada • GW • Euros/ MW instalado • Total millones euros • Desarrollo de una industria española de alto valor añadido y tecnológico • Eólica • 22,0 • 85.059 • Cambio de regulación que incentivó de forma excesiva la inversión en solar • Industria española poco competitiva en el exterior y de poco valor añadido • Solar PV • 0,4 • 705.952 • 0,71 1 Plan de Renovables 2005-2010. Publicado inicialmente en 1999, revisado y ajustado en 2005 2 Estimación para los meses de Septiembre, Octubre, Noviembre y Diciembre, con misma producción que 2008 y primas de 2009 FUENTE: Endesa; Plan de Fomento de Energías Renovables 2005-2010; REE; CNE

  30. Análisis de la prima equivalente del régimen especial

  31. Presupuestos del Estado BOE

  32. Producción en régimen especial Se prevé un sobrecoste del régimen especial de 13.500 M€ en 2020 si no existe transferencia de la curva de aprendizaje de las tecnologías en la retribución del régimen especial. En caso que la curva de aprendizaje sea transferida a la retribución de las instalaciones de régimen especial, el sobrecoste en 2020 se situaría en unos 7.000 M€.

  33. Reto: avanzar en la lucha contra el cambio climático como reto global que requiere un acuerdo global y un abanico adicional de medidas Reto Propuesta de Endesa • Avanzar en la lucha contra el cambio climático como reto global que requiere un acuerdo global y un abanico adicional de medidas • Objetivo de la Unión Europea para España: 350 Mt CO2 de emisiones a nivel nacional en 2020 • Implicación: necesidad de encontrar fuentes de reducción de emisiones diversas, ya que: • Las renovables permiten reducciones de en torno a 35-40 Mt • La eficiencia energética, hasta los niveles previstos, puede reducir otros 9 Mt • Pese a todo, en 2020, podrían quedar más de ~28 Mt que reducir a nivel nacional para alcanzar el objetivo • Acuerdo global • Enfoque global con un papel fundamental de los países desarrollados y también de las economías emergentes • Objetivos equilibrados razonables y alcanzables • Mercado globalde derechos de emisión con un entorno regulatorio estable y bien definido • Implicación directa del sector privado • Medidas específicas • Utilización de mecanismos de flexibilidad (MDL) para la reducción de emisiones • Fomento de tecnologías no emisoras (CCS, nuclear) • Promoción de la eficiencia energética y de la movilidad sostenible (vehículo eléctrico, etc.) Cambio climático: un reto global que necesita medidas globales y medidas concretas

  34. N.d. 2872 2.4001 En el futuro, la distribución se enfrenta a unas necesidades de inversión elevadas para adaptar las redes a las nuevas tecnologías Millones de euros • Inversión estimada • (España) • Proyectos lanzados/ promovidos por Endesa • Descripción • Telegestión • Sustitución de los contadores actuales por un sistema de “contadores electrónicos inteligentes”, gestionables en remoto • Proyecto de Telegestión para el despliegue de 11 millones de “contadores inteligentes” • Vehículo eléctrico • Despliegue de la infraestructura necesaria para adaptar la red a la recarga de los vehículos eléctricos • Acuerdos con distintos organismos para el despliegue de infraestructuras • Acuerdos con fabricantes • Gestiónde la red de manera automatizada e integrada • Programa “Smart City” (piloto en Andalucía) • Redes inteligentes • Adaptación de la red de distribución a la conexión de fuentes de generación descentralizada (renovables y otras) • Inversiones relevantes que requieren un modelo retributivo específico y atractivo 1 Estimación en base a un parque de 27 millones de contadores con un coste de 90 euros por contador 2 Estimación acumulada a 2020 FUENTE: UNESA; Endesa

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