El Marco Jurdico y Normativo de las energas

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

Índice 1. Experiencias en la Unión Europea. 2. Evolución regulatoria del régimen especial en España. 3. Criterios básicos de regulación 4. El acceso a las redes 5. Garantía de origen y etiquetado 6. Expectativas futuras en España 7. Particularidades de los SEIE 8. Evolución 2

1. Experiencias en la Unión Europea 3

Experiencias en la Unión Europea (UE) 4

Experiencias en la Unión Europea (UE) 5

Experiencias en la Unión Europea (UE) 6

Experiencias en la Unión Europea (UE) Objetivos de Política Climática y Energética integrada: • Sostenibilidad: “KIOTO”: Reducir las emisiones de CO 2 al menos 20% s/1990. Cubrir mediante energías renovables el 20% del consumo energético final, incluyendo un 10% de biocarburantes destinados a automoción. Captura y almacenamiento CO 2. • Competitividad: “LISBOA”: mercado interior, desarrollo interconexiones, I+D, formación del consumidor. Plan Acción: ahorro energía primaria del 20% (390 Mtep, 100. 000 M€, 780 Mt. CO 2) • Seguridad: “MOSCU”: relaciones externas, nuclear, desarrollo interconexiones, I+D OBJETIVO DEL “ 20” EN 2020 - 20% GEI + 20% RES + 20% AE 7

Experiencias en la Unión Europea (UE) Motivo de la regulación. Internalización § Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. ð Costes ambientales ð 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: ðProhibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep. 02) ðInternalizar los costes ambientales INTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo energético sea sostenible 8

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 control”, planificación y Mercado (elegibilidad) Mecanismos Indirectos : 9

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

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 Conventional Producers Wholesale Market Network Consumers Renewables Producers Variables Precio: • Fijo (Germany, France, Spain) • Pool precio + prima (Spain) Periodo de tiempo: • 20 años (Germany); • 15 años (France) • Según vida útil (Spain) 11

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

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

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

Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed in tariff es el más efectivo. Spain • 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” 15

Experiencias en la Unión Europea (UE) Modelo Feed in tariff es también el más eficiente €/MWh Belgium Italy UK 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. 16

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

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

2. Evolución regulatoria del régimen especial en España 19

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

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

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

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

3. Criterios básicos de regulación 24

Criterios básicos de regulación. Metodología CNE-> Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 a. Alcanzar los objetivos 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) b. 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. c. Facilitar la operación del sistema. Regulación complementaria para mejorar la calidad de la energía producida (mayor seguridad en el sistema) d. Incentivar la integración voluntaria en el mercado. Régimen cada vez menos especial (incrementa el número de agentes en el mercado) 25

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

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) 27

Criterios básicos de regulación. Cuatro criterios del Real Decreto 661/2007 c. Facilitar la operación del sistema Ø 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 k. VA) • Opción mercado: Como cualquier otra instalación Ø Complemento por energía reactiva (cesión o absorción, consignas modificables por el OS, y/o a propuesta del distribuidor) Ø Continuidad de suministro frente a huecos de tensión (eólica): adaptación de las protecciones para evitar la desconexión de la central Ø Adscripción a centro de control (> 10 MW) 28

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) Ø La participación en mercado con representante Ø Para las renovables, se introducen límites retributivos en el mercado, conocidos como cap and floor. 29

Nuevo Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución para la tecnología solar fotovoltaica. l 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 l Se fijan cuatro convocatorias anuales, fijando unos cupos de potencia por tipo y subtipo. u Techo: 2/3 * 400 MW/año u Suelo: 1/3 * 400 MW/año + (100 MW en 2009 y 60 MW en 2010) l Mecanismo de transferencia de cupos entre tipos l 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. 30

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

4. El acceso a las redes 32

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

El acceso a las redes Criterios básicos ð 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 ð 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 34

5. Garantía de origen y etiquetado 35

Garantia de Origen y etiquetado Base normativa l Directiva 2001/77/CE: Energías Renovables l Directiva 2004/8/CE: Cogeneración de Alta Eficiencia § § 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 garantizarse como tal (…) Asimismo, velarán por que se expidan a tal efecto, previa solicitud, garantías de origen. § 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. Es importante diferenciar claramente las garantías de origen (atributo ambiental) de los certificados comercializables (sistema de apoyo) 36

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

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

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

Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007 40

Garantia de Origen y etiquetado Resultados año 2007 l Sistema de Anotaciones en Cuenta de Garantía de Origen: Página Web CNE PRODUCTORES Gd. O Exportación Expedición 232 GWh 47. 430 GWh Cancelación CNE Caducidad 16. 226 GWh Empresas COMERCIALIZADORAS Gd. O Transferencia Cancelación 30. 972 GWh caducidad 28. 490 GWh CNE CONSUMIDORES Cancelación redención 2. 482 GWh CNE 41

Garantia de Origen y etiquetado La circular CNE 1/2008 Sistema de etiquetado de electricidad l Sujetos obligados a informar: u 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 l Información obligatoria: u Mix de producción, adquisiciones comercializadores: REE u Emisiones específicas CO 2: CIEMAT u Residuos alta actividad: CSN l Método de cálculo: u Mix de Producción – Garantía de Origen = Mix de comercialización l Plazos: u 1 Abril 2008: Web CNE: información mix producción (general) y mix comercialización (por comercializador) en 2007, e impactos ambientales u Abril 2008: Información en las facturas de los consumidores 42

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

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

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

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

Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007 ç Gráfico de las Emisiones de CO 2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de Gd. O’s Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos 47

Garantia de Origen y etiquetado Resultados 2007 ç Gráfico de las Emisiones de CO 2 y Residuos de AA de las Comercializadoras que han participado en el Sistema de Gd. O’s Emisiones de dióxido de carbono Residuos radiactivos 48

6. Expectativas futuras en España 49

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

Expectativas futuras en España Escenario 2030 51

Expectativas futuras en España Escenario 2030 52

Expectativas futuras en España Eolica Terrestre Potencia prevista 40. 000 MW en 2030 Se ha previsto el repowering, una vez alcanzada la finalización de vida útil, suponiendo 20 años de vida útil. 53

Expectativas futuras en España Eolica Terrestre Costes El coste de inversión estará entre 850 y 700 €/k. W en 2030. El coste medio de una instalación eólica en 2030 rondará los 48 -43 €/MWh (2. 000 -2. 200 h) Evolución del coste medio de generación eólica 80 €/MWh, $/MWh 70 60 50 40 30 20 10 0 2005 2010 2020 2030 2040 2050 Horas medias: 2. 200 h Fuente: Energy Technology perspectives 2006, IEA. Perspectivas Globales de la Energía Eólica 2006. Global Wind Energy Council (GWEC). Fuente año 2006: IDAE 54

Expectativas futuras en España Solar fotovoltaica Potencia fotovoltaica en 2030 6. 500 MW 55

Expectativas futuras en España Solar fotovoltaica Costes En 2030, los costes de inversión estarán en 1. 000 €/k. W, y los costes medios entre 86 -69 €/MWh (1. 200 – 1. 600 h) Fuente: Energy Technology Perspectives 2006, AIE. Photovoltaic Technology Platform- European Strategic Energy Plan Fuente año 2006: IDAE. 56

7. Particularidades en los SEIE 57

La Regulación Extrapeninsular Singularidades: La Ley del sector eléctrico u. Generales (Artículo 17 de la Ley 54/1997) ·Tarifas y peajes de carácter único en todo el territorio español. · Satisfechas por los consumidores · Suficiencia para retribuir el coste de producción, las actividades y los costes regulados u. Particulares (Artículo 12 de la Ley 54/1997) · La producción extrapeninsular podrá percibir una compensación · El transporte y la distribución se retribuirán de acuerdo con los principios generales u. Particulares (Artículo 16 de la Ley 54/1997) · La compensación extrapeninsular es un coste permanente 58

La Regulación Extrapeninsular Singularidades: Desarrollo Normativo Real Decreto 1747/2003 u. Generación · Consideración de las especificidades y sobrecostes: costes estándares · Fomento de la disponibilidad: retribución coste fijo · Eficiencia en la explotación: despacho de costes variables del O. S. u. Transporte y distribución u Comercialización: mercado minorista · No discriminación a los consumidores cualificados insulares por estar ubicados fuera de la península (Desarrollo de la DT 13ª del RD 1955/2000, de 1 de diciembre) Posibilidad CC. AA establezcan una señal de precio con el mismo nivel (en términos anuales) que en península, pero que considere el estado del sistema Libertad de elección de comercializador 59

Singularidades en régimen especial Diferencias Peninsula vs SEIE´s Península: SEIE´s: a) Opción Tarifa (oferta al mercado a precio 0): Remuneracion= (Tarifa Reg x Energía neta)- Coste de Desvíos +Complementos a) Opción Tarifa (oferta al despecho sin precio): Remuneracion= (Tarifa Reg x Energía neta)- Coste de Desvíos* +Complementos * El Coste de Desvios es valorado según el desvío medio peninsular de la tecnología. b) Opción Mercado (oferta al mercado con precio): b) Opción Mercado (oferta al despacho sin precio): Remuneracion= (Precio mercado x Energía neta)+ + (Prima variable x Energía neta)-Desvíos +Complementos Prima Variable: Entre techo y suelo según el precio del mercado Remuneracion= (Precio mercado x Energía neta)+ + (Prima variable x Energía neta)-Desvíos* +Complementos * El Coste de Desvios es valorado según el desvío medio peninsular de la tecnología. Prima Variable: Entre techo y suelo según el precio del mercado Para todos los casos, se adopta el precio del mercado de la tecnología en la península. 60

8. Evolución 61

Evolución de la producción en régimen especial 62

Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada 63

Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada 64

Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada 65

Evolución de la producción en régimen especial Potencia instalada 66

Evolución de la producción en régimen especial Numero de Instalaciones 67

Evolución de la producción en régimen especial Cumplimientos de objetivos 68

Evolución de la producción en régimen especial 69

Evolución de la producción en régimen especial 70

9. Conclusiones 71

9. Conclusiones La regulación es el factor clave, incluso más que los recursos naturales. El éxito en España está basado en una estable, predecible y rentable retribución, derivada del marco regulatorio. u Regulación económica: Cuatro principios básicos q Alcanzar los objetivos de la planificación q Estabilidad regulatoria q Facilitar la operación del sistema q Incentivar la integración voluntaria en el mercado u Regulación de acceso u Regulación de la garantía de origen Los SEIE tienen una regulación del régimen especial análoga a la de la península 72

Gracias por su atención. 73