Regulaci

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 ácida 23 de
emisiones totales de NOx 90 de emisiones
de NOx procedentes de GIC 90 de
emisiones de SO2 procedentes de GIC Cambio
Climático 27 de emisiones totales de
CO2 Residuos peligrosos 95 producción de
residuos de alta actividad
GIC grandes instalaciones de combustión ( gt
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 LOS COSTES 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
Existen incertidumbres en la cuantificación de
los costes Escasa experiencia en determinados
mecanismos GRADUALIDAD Y PRUDENCIA

• 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

10
2. La internalización de costes. Mecanismos
indirectos

MECANISMOS DE PRECIO vs. MECANISMOS DE
CANTIDAD

• Mecanismos de cantidad el regulador fija la
  cantidad y el mercado el precio
• Comercio de emisiones (instalaciones
  convencionales)
• Certificados verdes
• (energías renovables)

• Mecanismos de precio el regulador fija el precio
  y el mercado la cantidad
• Impuesto
• (instalaciones convencionales)
• Tarifa o prima
• (energías renovables)

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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
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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 lt50
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) Incentivo
s fiscales 987 Total ayudas públicas
(PGE) 2.468 (26 de la inversión) Total
primas (tarifa eléctrica) 2.609 TOTAL
AYUDAS 5.077 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 lt50 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 Plt50MW 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 Pgt50MW
• 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 (DGEincluir
  accionistas)
• Acreditar características técnicas y de
  funcionamiento
• Las instalaciones a y d
• Evaluación cuantitativa de los excedentes
• Rendimiento eléctrico equivalente entre 49
  ..59
• R(EV)/Q REEE/Q1E/(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 gt 25 V
• Autoconsumo eléctrico gt30 (lt25 MW) gt50 (gt25
  MW)
• En la empresa propietaria de la instalac. o en
  empresas que participan en gt10

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 Pgt10 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 lt 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 ltgt 1.000 M/año
• Porcentaje en tarifas que paga el consumidor
• Equivalente a una tasa parafiscal ltgt 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-gt 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
• ( gt90, 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 gt 50 MW a
esta participación.

• CARACTERÍSTICAS de esta participación
• Art.17 Ofertas del RE al operador del mercado.
• - Instalaciones gt 50MW (aprox.
  700MW) OBLIGATORIO
• - Cogeneración gt 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 gt10MW.
• - En cogeneración, si desvío gt 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 gt 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 gt 1MW en el mercado
• Finalización periodo transitorio de instalaciones
  existentes gt 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 térmica a 12
  cts/kWh (20 PTA/kWh)
• Introduce un incentivo transitorio a la
  cogeneración que participa en el mercado cuando
  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
lt10 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 lt10 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 lt10 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/kWh CONCLUSIONES 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