1 / 41

Comisión Nacional de Energía de España Javier Peón Torre, Consejero

Regulación de la producción en régimen especial en España. La integración de las energías especiales en mercados competitivos. Comisión Nacional de Energía de España Javier Peón Torre, Consejero. VII Reunión Iberoamericana de Reguladores de la Energía

shanta
Download Presentation

Comisión Nacional de Energía de España Javier Peón Torre, Consejero

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. Regulación de la producción en régimen especial en España. La integración de las energías especiales en mercados competitivos Comisión Nacional de Energía de España Javier Peón Torre, Consejero VII Reunión Iberoamericana de Reguladores de la Energía Oaxaca (México), 25 a 27 de Mayo de 2003

  2. Índice 1. Los impactos ambientales de la electricidad 2. La internalización de costes. 2.1 Mecanismos directos 2.2 Mecanismos indirectos 3. Regulación de la producción en régimen especial en España. 3.1. Evolución y planificación: PFER y DP 3.2. RD 2818/1998 3.3. Problemas y soluciones: RD-L 6/2000 y RD 841/2002 3.4. Revisión de las primas 3.5. Trasposición de la Directiva de renovables 3.6. Mejora de la regulación de la cogeneración

  3. 1. Los impactos ambientales. Generación. Central térmica carbón/petróleo/ gas natural

  4. 1. Los impactos ambientales. Generación. • Las centrales térmicas tienen impactos ambientales. • Son responsables de: • 68% de emisiones totales de SO2 • Lluvia ácida23% de emisiones totales de NOx • 90% de emisiones de NOx procedentes de GIC* • 90% de emisiones de SO2 procedentes de GIC* • Cambio Climático27% de emisiones totales de CO2 • Residuos peligrosos 95% producción de residuos de alta actividad *GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)

  5. 1. Los impactos ambientales. Generación.

  6. 1. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución

  7. 1. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución. - Inducción electrostática - Inducción electromagnética - Pérdidas de energía (a través del calor) - Ruido audible - Radio-interferencias - Posibles efectos biológicos

  8. 2. La internalización de costes. • Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes y esto puede provocar ineficiencias de mercado. • Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN NO SON LOS QUE PAGAN. • Los reguladores tienen dos opciones: • Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo) • Internalizar los costes ambientales INTERNALIZACIÓN DE LOSCOSTES AMBIENTALES para obtener eficiencias de mercado a través de la liberalización de forma que el desarrollo sea sostenible

  9. 2. La internalización de costes. Mecanismos según su incidencia en el mercado • Mecanismos Directos: • “Command and Control”: • Evaluación de Impacto Ambiental (imposición de límites de emisión) • Permiso ambiental integrado (imposición de la mejor tecnología disponible) • Planificación: cumplimiento de objetivos políticos • Mecanismos Indirectos: • Fiscalidad:impuestos energéticos, impuestos sobre el dióxido de carbono (incluyen el coste ambiental). • Mercado:comercio de emisiones, certificados verdes comercializables. • Incentivos económicos a las energías renovables y tecnologías eficientes (incluyen beneficios ambientales relativos). • Primas a la producción en régimen especial • Incentivos económicos a programas de gestión de la demanda Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Escasa experiencia en determinados mecanismos GRADUALIDAD Y PRUDENCIA

  10. 2. La internalización de costes. Mecanismos indirectos MECANISMOS DE PRECIO vs. MECANISMOS DE CANTIDAD • Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad • Impuesto • (instalaciones convencionales) • Tarifa o prima • (energías renovables) • Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio • Comercio de emisiones (instalaciones convencionales) • Certificados verdes • (energías renovables)

  11. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Fin básico de la Ley • Garantizar el suministro eléctrico, • Garantizar su calidad • Garantizar que se realice al menor coste posible • Todo ello, sin olvidar la protección del medio ambiente. • Planificación • Autorización y EIA • Producción en Régimen Especial y objetivo 12% • Programas de gestión de la demanda

  12. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999) SPANISH PLAN FOR RENEWABLES 1998: 6,3% 2010: 12,3% • Objective 2010 by Gross Energy Demand • -Decreasing petrol, nuclear and coal • - Significant increasing natural gas • - Increasing RES

  13. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999) Previsión 2010: - Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico (58 MW en 1998, 1.844 MW en 2010) - Se multiplica por 10 la eólica (837 MW en 1998, 8.977 MW en 2010) - Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red (1 MW en 1998, 316 MW en 2010) - Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW (1.190 MW en 1998, 2.260 MW en 2010) - Triplicar la valorización de R.S.U (103 en 1998, 271 MW en 2010) - Desarrollo de biocarburantes

  14. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999) Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA) Subvenciones A la inversión 532 Al tipo de interés 592 Al combustible 354 (biomasa) Incentivos fiscales 987 Total ayudas públicas (PGE) 2.468 (26% de la inversión) Total primas (tarifa eléctrica) 2.609 TOTAL AYUDAS5.077 M€ (845.000 MPTA) El 50% de las ayudas procede de la tarifa eléctrica

  15. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. El documento de planificación (Septiembre 2002) • Previsión 2011: • - Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico • (58 MW en 1998, 3.176 MW en 2011 (PFER 1.844)) • - Se multiplica por 15 la eólica • (837 MW en 1998, 13.000 MW en 2011 (PFER 8.977) ) • - Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red • (1 MW en 1998, 344 MW en 2011 (PFER 316)) • - Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW • (1.190 MW en 1998, 2.380 MW en 2011 (PFER 2.260)) • - Triplicar la valorización de R.S.U • (103 en 1998, 262 MW en 2011 (PFER 271)) • Cogeneración • (5.400 MW en 2001, 7.100 MW en 2011)

  16. 3. Regulación de la producción en régimen especial.3.1. Evolución y planificación. Objetivo Directiva: 29 % en 2010

  17. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Demanda bruta y energía del régimen especial

  18. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación.

  19. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Potencia total (2002) : 62 GW = 50 GWRO + 12 GWRE RO RE

  20. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818/1998 Régimen especial • Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen: • Incorpora su energía excedentaria a la red ó participan voluntariamente en el mercado • Retribución: Precio Mercado + Prima Precio total (renovables) Régimen ordinario • Resto de instalaciones • Obligación de ir al mercado P>50MW • Retribución: Precio Mercado cogeneración energías renovables residuos y trat. residuos 20

  21. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2 RD 2818. Capítulo I. Ámbito de aplicación . 21

  22. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Capítulo II. Procedimiento de inclusión. • Autorización administrativa (construcción, explotación, transmis., mod., cierre) • CC.AA • DGE cuando no esté transferidas comp. ó afecte a mas CC.AA. • Requisitos • Solicitar a la autoridad competente (DGE:incluir accionistas) • Acreditar características técnicas y de funcionamiento • Las instalaciones a y d: • Evaluación cuantitativa de los excedentes • Rendimiento eléctrico equivalente entre [49 ..59%] R=(E+V)/Q REE=E/Q1=E/(Q-V/0,9) • Las instalaciones a: • Unidad de autoproducción: si el productor no coincide con consumidor energ.térmica • Energía excedentaria: saldos instantáneos en todos puntos de interconexión • Consumo térmico de cualquier consumidor >= 25 % V • Autoconsumo eléctrico >=30% (<25 MW); >=50% (>=25 MW) • En la empresa propietaria de la instalac. o en empresas que participan en >10% 22

  23. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega • Contrato con la empresa distribuidora: • Contrato tipo similar a regulación anterior (5 años) • Derechos de los productores • Transferir sus excedentes a la red siempre que sea posible técnicamente y percibir el precio del mercado mayorista más una prima • Posibilidad de realizar ofertas en el mercado y establecer CBF (¡solo perciben prima si acceden al mercado organizado!) -periodos anuales- • Incorporar toda la producción (renovables) • Obligaciones de los productores • Los titulares de a.1, a.2, b.6, b.7, b.8, c.1, c.2, c.3, d.1, d.2 y d.3 y P>10 MW deberán comunicar a la empresa distribuidora sus excedentes para los 24 períodos de programación, a título informativo, 30 horas antes • Conexión • La energía cedida deberá ser adquirida por la distribuidora más próxima. • El punto de conexión se solicita a la distribuidora. Si no, la aut.competente. • Potencia máx. admisible =< 50% capacidad térmica diseño • Fotovoltaicos: normas específicas. • Los gastos de las líneas y refuerzos, a cargo de la instalación de producción. 23

  24. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico RD 2818/98 Precio del Mercado + Prima Mercado Régimen ordinario Régimen especial Precio Mercado + Prima + c.reactiva ó Tarifa fija (renovables) • No es probable que se acuda al Mercado • No se incentivan los CBF Distribuidor Contrato obligatorio Obligación de compra de energía excedentaria Precio libre

  25. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Precios finales 2003

  26. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Coste previsto en 2003 • Remuneración Prima(18 – 24 €/MWh)+ Precio mercado(36 – 45 €/MWh) • 2003: Prima <> 1.000 M€/año • Porcentaje en tarifas que paga el consumidor: Equivalente a una tasa parafiscal <> 7% • Ventajas: • Se internalizan los beneficios ambientales en la tarifa • Se promueve el cambio tecnológico • Se fomenta el ahorro y la eficiencia energética • Efectividad: fuerte desarrollo de la minihidráulica, la cogeneración y la eólica

  27. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones • Problemas: • Riesgo de la administración en la fijación de las primas • Dificultad en la previsión de los costes en las tarifas • Se conoce el precio pero no la cantidad • Riesgo de que no se desarrolle una tecnología con prima reducida, o por el contrario, riesgo de que el consumidor pague de más • Imputación del coste de los desvíos en terceros • El distribuidor carga con el coste del desvío: Producción - previsión • Problemas en la operación • Inversión de flujos en valle en determinadas zonas de distribución • Mayores necesidades de reserva Ineficiencias técnicas y económicas-> energía sin garantía • Mayor utilización de servicios complementarios y necesidades de reserva • Mayor coste para el consumidor (coste de operación y desvíos)

  28. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones • Soluciones técnicas (eólica): mayor firmeza a corto plazo - Velocidad variable y control de paso de pala: control de la p.activa - Mayor tamaño: control de la p.activa - Energía reactiva - Telemedida en el OS - Predicciones meteorológicas - Transmisión de información - Tratamiento de datos: modelos basados en series temporales y métodos estadísticos (RU, Dinamarca, Alemania, Grecia, USA,...) CONJUNTO DE PARQUES: ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE FUNCIONAMIENTO CON UNA CIERTA PRECISIÓN ( >90%, 4 horas antes del tiempo real)

  29. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones • Soluciones técnicas (eólica): SIPREOLICO

  30. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones • Soluciones regulatorias: mayor firmeza a corto plazo Energía Eventual  Energía Garantizada(term.horarios) Los SS.CC. de regulación son inferiores Los distribuidores no soportan los desvíos • INCENTIVANDO LA ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA • INCENTIVANDO LA PARTICIPACIÓN EN MERCADO

  31. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones: RD Ley 6/2000 OBJETIVO: Avanzar en la introducción de la competencia. Introduce incentivos económicos adicionales para que el RE participe en el mercado y obliga a las instalaciones > 50 MW a esta participación. • CARACTERÍSTICAS de esta participación: • Art.17: Ofertas del RE al operador del mercado. • - Instalaciones > 50MW (aprox. 700MW) OBLIGATORIO • - Cogeneración > 5MW (+ de 3.000MW) VOLUNTARIO • - Se desarrollarán mecanismos de acceso al mercado de TODO el RE. • Art.18: Si el RE no realiza ofertas, cesión de excedentes a los distribuidores. • - Comunicación del programa de excedentes OBLIGATORIO para: • * Cogeneración, biomasa, residuos y trat. residuos >10MW. • - En cogeneración, si desvío > 5%, se repercute el sobrecoste. • Art.21: los comercializadores pueden realizar contratos de adquisición de energía con TODOS los productores en RE.

  32. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. Informe de la CNE Propuesta: incluir TODO EL RE VENTAJAS para el mercado: DINÁMICO: nuevos productores (15% de la potencia) MERCADO EFICIENTE: se reducen desvíos y sobrecostes. SEGURIDAD: incremento de seguridad del suministro a L/P. MEDIDAS: - Extensión del incentivo de GdP 9 €/MWh (1,5 PTA/kWh) - Tratamiento simétrico al de los consumidores cualificados. -Ofertas conjuntas a través de un agente vendedor - Participación en mercados intradiarios - Computo del desvío neto - Prima y garantía de potencia por la energía excedentaria vertida - Prima a los CBF a través del distribuidor - Si no participa en el mercado, obligación de proporcionar programa a todo el RE > 5 MW, y distribuidor realice dos ofertas (compra y venta) El carácter VOLUNTARIO apoya el Plan de Fomento de las Energías Renovables, no lo distorsiona.

  33. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 • Desarrolla tres artículos del RD Ley 6/2000 sobre: • Artículo 17: • Incentivación de participación voluntaria de instalaciones > 1MW en el mercado • Finalización periodo transitorio de instalaciones existentes > 50 MW • Artículo 18: • Medidas complementarias para determinadas instalaciones que no participa en el mercado, con el fin de separar los efectos de sus desvíos sobre las distribuidoras • Artículo 21: • Regulación de los contratos bilaterales entre productores en régimen especial y comercializadores. • Además, • Eleva la prima de la energía solar térmicaa 12 cts€/kWh (20 PTA/kWh) • Introduce un incentivo transitorio a la cogeneración que participa en el mercadocuando precios del gas natural superan 1,2 cts€/th PCS (2 PTA/th PCS).

  34. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Participación actual en mercado

  35. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Incentivo real a participar en el mercado RD 2818/1998: Retribución = (P.marg. + SS.CC + GdP)d + Pr + ER Cogeneración <10 MW = ( 3,11 + 0,12 + 0,48 ) + 2,13 + 0,24 = 6,08 c€/kWh Cogeneración 20 MW = ( 3,11 + 0,12 + 0,48 ) + 1,42 + 0,24 = 5,37 c€/kWh Eolica = ( 3,11 + 0,12 + 0,48 ) + 2,66 + 0,24 = 6,61 c€/kWh RD 2366/1994: Retribución = (Fact. Básica + ER + DH) kf – AI Cogeneración <10 MW = ( 5,60 + 0,24 + 0,00 ) *0,9 - 0,00 = 5,26 c€/kWh Cogeneración 20 MW = ( 5,34 + 0,24 + 0,00 )*0,86 - 0,00 = 4,79 c€/kWh Eólica = ( 6,25 + 0,24 + 0,00 )*0,93 - 0,00 = 6,02 c€/kWh RD 841/2002: Retribución = (P.marg. –B - D + SS.CC.+GdP´)g +Pr +INC Cogeneración <10 MW = ( 3,11 - 0,11 - 0,00 + 0,00 + 0,90 ) + 2,13 - 0,03 = 6,00 c€/kWh Cogeneración 20 MW = ( 3,11 - 0,11 - 0,00 + 0,00 + 0,90 ) + 1,42 + 0,38 = 5,70 c€/kWh Eólica = ( 3,11 - 0,11 - 0,00 + 0,00 + 0,90 ) + 2,66 + 0,00 = 6,56 c€/kWhCONCLUSIONES: a) Renovables: el incentivo de acceso al mercado (0,3 c€/kWh) se ve anulado, por pago de la banda (0,11 c€/kWh) y por no aplicar el complemento de reactiva (0,24 c€/kWh). b) Cogeneración: Incentivo real a mediana y grande. 35

  36. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Incentivo real. Cogeneración mediana y grande 36

  37. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.4. Metodología de revisión de primas de R. Especial

  38. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.5 Trasposición de la Directiva de Renovables Propuesta de RD de conexión y operación • OBJETIVO: establecer el procedimiento de conexión a la red y las normas de operación • ÁMBITO DE APLICACIÓN: -Instalaciones de producción de potencia igual o inferior a 50 MW. -Excluidas fotovoltaicas de potencia no superior a 100 kVA conectadas en BT. • BASE DE PARTIDA: - RD 2818/98 - RD 1955/00 • PRINCIPIOS (RD 1955/00): -Inexistencia de reserva de capacidad -Resolución de congestiones: procedimiento no discriminatorio -Telemedida -Programa -Teledisparo • ESTRUCTURA • PUNTO DE CONEXIÓN Y CONDICIONES TÉCNICAS DE LA CONEXIÓN • COND. TÉCNICAS DE LA PUESTA EN MARCHA • COND. TÉCNICAS DE OPERACIÓN

  39. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.5 Trasposición de la Directiva de Renovables • Sistema de garantía de origen a) Oficial • Organismo de certificación • Organismo de supervisión b) Privado • RECS • El control de tensión • Incluir al régimen especial conectado a RdT en PO 7.4 • Elaborar PO de control de tensión en distribución

  40. 3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.6 Mejora de la regulación de la cogeneración • Posibles Puntos de Estudio: • Participar en el mercado como un generador más, sin primas,y con posibilidad de prestar todos los servicios. • Eliminación de la limitación de autoconsumo eléctrico mínimo. • Eliminación de la limitación de incorporación al sistema exclusivamente energía excedentaria. • Eliminación de la limitación de cesión de energía térmica. • Consideración especial de la garantía de potencia y su retribución como caso de generación distribuida. • Examen de los costes evitados al sistema en transporte y distribución (inversiones y pérdidas). • Análisis económico por emisiones evitadas: trading de emisiones o prima

  41. FINAL DE LA PRESENTACIÓN

More Related