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VI Jornadas de ENERGIAS RENOVABLES

Valencia, 3 de Diciembre de 2013 Ander Muelas López de Aberasturi

“Estado del Arte del Sector Energé2co”

Las Renovables dentro del laberinto

regulatorio español.

D. Ander Muelas. CEO GRUPOTEC RENEWABLES

ÍNDICE 1.   Introducción 2.   Mix Renovable: Compromisos Internacionales (Nos guste o no) 3.   Mecanismos de Apoyo a las Energías Renovables, una

rentabilidad razonable?. 4.   El déficit tarifario : desajustes premeditados. 5.   Renovables en el laberinto: ¿CompeQQvidad o competencia? 6.   Conclusiones

1 Introducción

•  ¿Cuál es la proporción exigida o exigible de las renovables en el mix energético? Con toda esta tormenta, ¿Alguien se acuerda de los compromisos internacionales?

•  ¿Cómo se ha de apoyar una nueva tecnología hasta su salida a mercado? ¿Ha merecido la pena el coste asumido por el sistema en estas tarifas y primas de apoyo?

•  ¿Son las renovables las causantes del déficit tarifario? ¿Por qué se ha llegado a esta situación? ¿Se están regulando correctamente los peajes de acceso?

•  ¿Cuándo dejó de preocupar la competitividad de las renovables y empezó a preocupar su competencia?

Central de Ciclo Combinado Sagunto (Unión Fenosa-‐Gas Natural)

2 Mix Renovable: Compromisos Internacionales (Nos guste o no)

Compromisos Europeos

Compromisos Internacionales

Compromisos Nacionales Mix EnergéQco

Compromisos Internacionales 2020




El Protocolo de Kioto : •  Instrumento internacional des<nado a luchar contra el cambio climá<co •  Representa el compromiso de la mayoría de Estados desarrollados de reducir

las emisiones de los gases que producen el efecto invernadero.

Conferencia Internacional sobre el cambio climáQco de Copenhague •  Reducción de emisiones entre un 25% y un 40%, sobre el nivel

que tenían en 1990 para el año 2020. •  No se llegó a una firma del documento.

Conferencia contra el cambio climáQco Cancún 2010.




Compromisos Nacionales

La DirecQva de 2009/28/CE del Parlamento Europeo: •  Fija como obje<vos generales conseguir una cuota del 20 % de energía

procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea (UE)

•  Direc<va establece la necesidad de que cada Estado miembro elabore y no<fique a la Comisión Europea (CE) un Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) para el periodo 2011-‐2020, con vistas al cumplimiento de los obje<vos vinculantes que fija la Direc<va.

En base a dicho Plan, el 11 de noviembre de 2011 se ha publicado el PER 2011-‐2020

Mix EnergéQco

Cuota de EERR sobre consumo de energía final total para 2020 [%]

El objetivo de la Directiva 2009/28/CE de alcanzar una cuota del 20% de energías renovables se distribuye en objetivos individuales vinculantes por Estado miembro

0

13% Rep. Checa Hungría 4%

13%

11%

13% 6% Chipre Bélgica

1% 10%

13%

Luxemburgo Malta

3%

6%

Lituania

5%

España

Grecia

23% 23%

18% 7%

20% 15%

Alemania 9%

18%

Francia 10%

16%

2% Eslovaquia

3%

14% 7%

Bulgaria

Holanda 14%

16%

2% Reino Unido

9%

15% 1%

Italia

Polonia 15%

17%

7% Irlanda

Rumania 24% 18% Eslovenia 25% 16% Estonia 25% 18% Dinamarca 30% 17% Portugal 31% 21% Austria 34% 23% Finlandia 38% 29% Letonia 40% 33% Suecia 49% 40%

Objetivo cuota EERR 2020

Cuota EERR 2005




Compromisos Nacionales

PLAN DE ENERGÍA RENOVABLES 2011 -‐ 2020

Cumpliendo los objeQvos marcados por Europa hace frente a 3 RETOS 1.  Un consumo energé<co por unidad de producto interior bruto elevado. Para producir una misma unidad de

producto interior bruto, España consume más energía que la media de los países europeos, incluso en comparación con aquellos dotados con una estructura industrial y produc<va y de un grado de desarrollo económico similar.

2.  Elevada dependencia energé<ca. La escasa presencia de yacimientos de energía primaria fósil ha supuesto históricamente una elevada tasa de dependencia energé<ca en España.

3.  Cumplimiento de Obje<vos marcados por Europa 20-‐20-‐20.

Mix EnergéQco





Carbón 8%

Nuclear 14%

Gas Natural 36%

P. Petrolíferos 2%

Energías Renovables

38%

Hidroeléctrica Bombeo

2%

PLAN DE ENERGÍA RENOVABLES 2011 -‐ 2020 MIX ENERGÉTICO 2020

(Nos guste o no)

•  Energías renovables: las únicas fuentes cuya producción eléctrica manifestará no sólo un crecimiento en términos absolutos, sino también en términos rela<vos, aumento en la cobertura a la demanda eléctrica, del orden de un 3,3% de media anual, lo que posibilitará una cobertura próxima al 40%.

•  Gas natural, la nueva producción será debida principalmente a las instalaciones de cogeneración (generación distribuida), las cuales evolucionarán a un ritmo superior al de los ciclos combinados, que en la actualidad representan el 71% de la producción eléctrica basada en este combus<ble.





Carbón 8%

Nuclear 14%

Gas Natural 36%

P. Petrolíferos

2%

Energías Renovables

38%

Hidroeléctrica Bombeo

2%

OBJETIVO 2020 MIX ENERGETIO 2012

3

Mecanismos de Apoyo a las Energías Renovables, una rentabilidad razonable?

Se ha de crear un marco, regulatorio, jurídico y económico que garan2ce a los 2tulares de instalaciones una retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores eléctricos una asignación razonable de los costes imputables al sistema eléctrico

Mecanismos de Apoyo

Se clasifican los principales sistemas según dos criterios: si la intervención regulatoria actúa sobre la retribución recibida o sobre la canQdad de potencia, o si actúa en la fase inicial de inversión o en la fase de generación

De los países de la Unión Europea que han superado los 500 MW de potencia instalada eólica en 2012, el 75% de la potencia se ha instalado bajo el sistema FIT, dejando a los CerQficados Verdes el 25% restante

Precios regulados

CanQdades reguladas

Basados en Inversión

Subvención a la inversión

Desgravaciones fiscales Subastas

Basados en Generación

Tarifas o primas reguladas (FIT), (FIP)

Cuotas y CerQficados Verdes (CV)

País Sistema MW 2012 Alemania FIT 31.308 España FIT* 22.796 Reino Unido FIT, CV 8.445 Italia CV 8.144 Francia FIT 7.564 Portugal FIT 4.525 Dinamarca FIT 4.162 Suecia CV 3.745 Polonia CV 2.497 Holanda FIT 2.391 Rumania CV 1.905 Grecia FIT 1.749 Irlanda FIT 1.738 Austria FIT 1.378 Bélgica CV 1.375 Bulgaria FIT 684

•  Una retribución insuficiente hace inviables las inversiones.

•  Una retribución excesiva puede repercu<r de manera significa<va en los costes del sistema eléctrico y desincen<varía la apuesta por la inves<gación y el desarrollo, disminuyendo las excelentes perspec<vas a medio y largo plazo para esta tecnología.

Mecanismo de apoyo para fomentar la compeQQvidad: Ejemplo, el error solar

0

1

2

3

4

5

6

7

8

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

€/Wp

Evolución de Precio Venta – Evolución Teórica Costes

Precio MWh generado por las diferentes energías renovables [€/MWh]

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Costes de las tecno

logías [€

/MWh]

300

200

100

0

Eólica Termoeléctrica Fotovoltaica

Banda de precios de mercado

€/ MWh

350

0

Nuclear (8

.000h)

Ciclo (4.000

h)

Carbón

(4.000h)

Bombe

o (1.200

h)

Hidráulica (2.000h)

Term

osolar (2

.000h)

Solar F

V (1.600h)

Biom

asa (4.500h)

Eólica (2.100h)

Combus<ble Inversión O&M

Mecanismo de apoyo: La Factura

•  Los mecanismos de apoyo han supuesto un fuerte incremento de costes que han supuesto las primas a las instalaciones del régimen especial desde 2006.

•  En 2013 se ha establecido la can<dad en Primas a Renovables de un 42% de los peajes de acceso.

Aunque los mecanismos de apoyo o incen2vos suponen un coste inicial hasta que la tecnología es compe22va, como ventaja a esta incen2vación el país recibe: 1.   Creación de un sector industrial, que redunda en

puestos de trabajo y PIB. 2.   Exportación de Know How. 3.   Cumplimiento de sus compromisos internacionales.

Mecanismos de Apoyo: Coste o inversión?

4 Deficit Tarifario: Desajustes premeditados

Estructura de la Factura Eléctrica

•  La factura que un consumidor paga por su suministro de electricidad refleja tres componentes de costes: energía, acceso a redes y ges<ón del comercializador.

•  Independientemente de la forma de adquisición de la energía, los costes de las redes (junto con otros costes regulados) son repercu<dos a todos los consumidores a través de las tarifas de acceso.

Idén<ca en ambos casos, mediante los peajes de acceso se deberían recoger los costes regulados del sector eléctrico

Fórmula fijada por el Gobierno

GesQón del comercializador

Peajes de Acceso

Coste de

Energía

TUR Mercado Libre

A determinar con cada comercializador

En función del momento de compra de la energía

IVA (21%) + Impuesto sobre la electricidad (5%) Impuestos

4 €/kW y año

El Déficit

El déficit tarifario es la diferencia entre la recaudación a tarifas reguladas y los costes reales asociados a dichas tarifas Solución:

La solución planteada al problema del déficit pasa por una subida progresiva de las tarifas de acceso y una disminución de los costes del sistema.

Desajuste Premeditado: Las previsiones de costes de los diferentes Gobiernos han subes<mado sistemá<camente los costes reales, lo que puede considerarse como un indicio de estrategia/intencionalidad por su parte, que daría lugar a un déficit estructural (no coyuntural).

El Deficit: Ejemplo, que ocurrió en 2012?

Los ingresos se han comportado peor de lo esperado. A pesar de la subida de tarifa de un 5%.

Los costes del sistema han sido un 17% superiores a los previstos, principalmente en dos par<das: •  El régimen especial tuvo finalmente un desvío de 1.366 millones de euros. Todo ello pese a la puesta en marcha de las medidas adoptadas.

•  Los Presupuestos Generales del Estado finalmente no incluyeron las cuanoas previstas en relación con los costes de los sistemas insulares y extrapeninsulares. Lo que aumentó los costes en 1.673 millones euros.

Devolución deuda Qtulizada de anteriores años de deficit.

El Deficit: Quien lo financia?

FONDO DE AMORTIZACION DEL DEFICIT TARIFARIO: Creado en Enero de 2011 para la financiación de los déficits anuales máximos. Se trata de un Fondo de Titulización. La finalidad del FADE es la emisión de instrumentos financieros para la colocación de la deuda a terceros (a 15 años generalmente), con el aval del Estado, para la cobertura de los importes máximos anuales de déficit. El importe de los derechos de cobro inicialmente cedidos por las empresas al FADE ascendió a 16.694 M€ (que incluían los 3.000 M€ de déficit ex-‐ante de 2011).

El Deficit: Y en 2013?

Costes de acceso [Miles €] 2013

Coste transporte 1.662.082 Coste distribución 5.253.539

Previsiones de sobrecostes en redes liquidables en 2013 265.000

Incentivo disponibilidad transporte 2012-2013 15.000 Incentivo distribución pérdidas 2012 y 2013 y Calidad

2011-2012 y 2013 250.000

Coste de Gestión Comercial Distribución 56.701 Costes de diversificación 9.737.566

Primas régimen especial 8.913.066 Servicio de interrumpibilidad 748.900 Moratoria+2º Ciclo 75.600

Costes permanentes 20.997 Cuotas 20.997 Compensación SEIE 0

Pagos de anualidades déficit actividades regualdas 2.303.200

Exceso déficit años anteriores 360.393

Total costes 19.658.478

4000 M€ más. Fracaso de la Nueva Ley de PoliQca EnergéQca. La reforma eléctrica prevé, un sistema para cubrir el déficit de tarifa con subidas automá<cas de la luz, con lo que lo previsible es que en el futuro el recibo se vaya encareciendo notablemente y previsibles nuevos recortes en los peajes de acceso.

5 Renovables en el laberinto: ¿Competitividad o competencia?

Renovables hoy: ¿CompeQQvidad o competencia?

HUECO TÉRMICO La diferencia entre las estructuras de la potencia instalada y de la producción se explica por la u<lización de cada una de las tecnologías de generación. Por “u<lización” se en<ende la relación entre energía producida y la potencia instalada, y suele expresarse en horas de funcionamiento anual a plena carga (considerar que un año <ene 8.760 horas). Así, las horas de u<lización indican el nivel de funcionamiento de la capacidad instalada, el cual viene marcado por condicionantes rsicos y económicos


6 Conclusiones

•  ¿Cuál es la proporción exigida o exigible de las renovables en el mix energético? Con toda esta tormenta, ¿Alguien se acuerda de los compromisos internacionales?

•  ¿Cómo se ha de apoyar una nueva tecnología hasta su salida a mercado? ¿Ha merecido la pena el coste asumido por el sistema en las tarifas y primas de apoyo?

•  ¿Son las renovables las causantes del déficit tarifario? ¿Por qué se ha llegado a esta situación? ¿Se está regulando correctamente el peaje de acceso?

•  ¿Cuándo dejó de preocupar la competitividad de las renovables y empezó a preocupar su competencia?

VI Jornadas de ENERGIAS RENOVABLES

MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN

Valencia, 3 de Diciembre de 2013

Ander Muelas López de Aberasturi

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