Ceu27062012

PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS
RENOVABLES POR LAS ADMINISTRACIONES
PÚBLICAS

José Manuel Almendros Ulibarri. MINETUR

ESTRUCTURA DE LA PRESENTACIÓN:

Promoción Institucional EERR

1) Política Energética UE
2) Política Energética España hasta 2008
3) Errores Política Energética. Generación Déficit Tarifario
4) Política Energética España desde 2008. Corrección Déficit Tarifario
5) Reforma Energética 2012. Recomendaciones Bruselas
6) Conclusiones


1)Política Energética UE
6) Conclusiones

Política
Energética UE
ESTRATEGIA 20/20/20


2)Política Energética España hasta 2008
6) Conclusiones

REGIMEN ESPECIAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Ley 54/1997, del Sector Eléctrico

La ley se hace para liberalizar el sector.

El impulso a las energías renovables:

-voluntad política de cubrir en el año 2010 un 12% de la demanda
energética mediante el consumo de energías renovables.
-Para cumplir con este objetivo la ley encomienda la elaboración de un
Plan (PFER).
-articula un régimen económico, en este caso de apoyo a los precios,
donde las primas han de tener en cuenta la necesidad de cumplir los
objetivos previstos en el PFER.
-régimen de derechos y obligaciones donde el reconocimiento a los
productores de los derechos a conectarse a las redes eléctricas de
distribución y de transporte y de ceder la energía producida a las
distribuidoras, han sido los principios clave.

Legislación EERR ESPAÑA.

Periodo de Características de la
Especificidad de la Planificación Objetivo Energético
aplicación Planificación

Ahorro Energía Primaria
Indicativa: constituye la hoja de
ruta de las energías limpias en
nuestro país para la presente
Plan de Fomento de las Modificación en el mix de
2010-2020 década. El PER marca un
Energías Renovables objetivo del 20,8% de energías Generación Eléctrica
renovables en el consumo final
bruto de energía en 2020
Ahorro Consumo Energía Final

Indicativa; reconoce el
sobredimensionamiento de
instalaciones de generación y Ahorro Energía Primaria
Planificación de los Sectores de no prevé nuevas necesidades
Electricidad y Gas de potencia hasta 2020, a
excepción de las renovables y Modificación en el mix de Generación
las centrales reversibles de Eléctrica
2008-2016 bombeo

Garantía de construcción de Infraestructuras
Desarrollo de las Redes de Transporte Vinculante Eléctricas y Gasistas y su necesaria
coordinación

Ahorro Energía Primaria
Estrategia Española de Ahorro y
2004-2012 Indicativa
Eficiencia Energética
Ahorro Consumo Energía Final

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2005-2

PLAN DE ENERGÍAS RENOVABLES 2011-2

RD 661/2007

Modifica el régimen económico y jurídico
que regula el régimen especial al derogar el
Real Decreto 436/2004.
El fin del RD661/07 es mejorar la
retribución de aquellas tecnologías menos
maduras, como la biomasa y la solar térmica
para así poder alcanzar los objetivos del
Plan de Energías Renovables 2005-2010.
Mantiene los dos mecanismos básicos, la
opción a tarifa regulada y la opción de
mercado. Se producen modificaciones en la
forma de calcular el valor final a percibir.

RD 661/2007

+

El 661 también prevé que las tarifas se
revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el
cumplimiento de los objetivos fijados y los
nuevos costes de cada tecnología.

RD 661/2007

El RD 661/07:
-reafirma la prioridad de acceso a la red
de las energías renovables frente a las
convencionales y determina una serie de
requisitos administrativos y técnicos que
han de cumplir las tecnologías limpias para
acceder a las redes de suministro.
-obligatoriedad de todas las instalaciones
de régimen especial de aportar un aval al
solicitar la conexión a la red de
distribución o transporte. De esta manera,
se equipara la legislación actual para todas
las instalaciones. La cuantía del aval se
fija en 500 euros por kW instalado para las
plantas fotovoltaicas y de 20 euros por kW
para el resto de instalaciones. Esta
cantidad es devuelta una vez entre en
funcionamiento la planta.


6) Conclusiones

Errores

Plan de Energías Renovables 2005-2010:
Real Decreto 436/2004
Real Decreto 661/2007.

- La capacidad efectiva instalada acogida al régimen de primas resultó muy
superior a la prevista;

- Las primas se fijaron sin tener en cuenta que se trataba de tecnologías poco
maduras que todavía no habían aprovechado la "curva de aprendizaje" (pero que
lo hicieron después con mucha rapidez, antes de que las autoridades
reaccionaran y rebajaran las primas).

RD 1578/2008

Potencia Potencia Anual
Acumulada Instalada
(MW) (MW)

3.500 3.000

2.800 2.500

2.000
2.100
1.500
1.400
1.000
700 500

0 0 Potencia Instalada
Energía Fotovoltaica
2000 2002 2004 2006 2008
3000

El fin de la jugosa prima fotovoltaica 2500 (MW)
 A partir de 2009 se establece un sistema de 2000
cupos para la potencia instalable por trimestre. 1500
En todo el año se pueden instalar 500 MW, 85% del
1000
frente a los 3.000 instalados el año 2008 objetivo
Objeti 500
 La prima se reduce considerablemente (más de vo
un 30%) PER 0

 Hay una tímida bonificación de instalaciones Septiembre 2007 Septiembre 2008
sobre cubierta

Déficit tarifario: causas

Sistema eléctrico español: rasgos esenciales

1. Exceso de capacidad. a finales de 2011 España disponía en territorio peninsular de 100.576 MW
de capacidad instalada, de los cuales 59.000 son firmes mientras que la demanda punta apenas ha
superado en los últimos años los 44.000 MW



2. Diversidad de tecnologías de generación, con gran peso de las renovables. Las energías renovables en su
conjunto, representan el 30% de la capacidad total de generación eléctrica, muy superior al peso de la energía
renovable dentro del consumo global de energía primaria en España (esto es, incluyendo no sólo la generación
de electricidad), en el que representan tan sólo el 11,3% y donde el petróleo y el gas natural representan el
47% y el 23%, respectivamente.



3. Grandes diferencias en los costes de las distintas tecnologías de generación. Los costes de generación
de electricidad pueden dividirse en tres grandes grupos:

-Los "costes variables“ por MWh dependen de la cantidad de electricidad producida
-Los "costes fijos" de funcionamiento de una central que no dependen de la cantidad de electricidad
producida.
- Los "gastos de amortización" (incluida la retribución) de los capitales invertidos en la central



4. Coexistencia de un mercado mayorista libre (pool) con un sistema de tarifas minoristas fijadas
administrativamente.

Desde la Ley del Sector Eléctrico de 1997 el "precio de la electricidad" se fija a diario mediante subasta en
un mercado mayorista (pool) gestionado por el Operador del Mercado Eléctrico (OMEL), que determinan
para cada tramo horario un precio único aplicable a todas las transacciones.

Ese precio ha estado siempre muy próximo a la media europea (ver gráfico). En términos absolutos, tras
un aumento significativo en el primer semestre de 2008 -de resultas del encarecimiento del petróleo -, el
precio se moderó y, en promedio, viene estando próximo a 50 euros por MWh.

A esa moderación ha contribuido la producción de energía renovable, que entra íntegramente en las
subastas a precio 0 y contribuye a reducir el precio "marginal" resultante de la subasta (en algunos días
excepcionales de mucho viento, el precio del pool en determinadas franjas horarias ha llegado a ser nulo).


QUÉ ES LA TUR?

Aunque desde la liberalización en 2009 del mercado eléctrico los
usuarios pueden negociar bilateralmente con las empresas
comercializadoras las tarifas, las familias y demás usuarios
conectados en baja tensión con una potencia contratada inferior a 10
KW pueden acogerse a la llamada "tarifa de último recurso" (TUR),
que se fija periódicamente por la Administración y es igual en todo el
territorio nacional.

Consta de dos componentes principales): El coste estimado de la
energía eléctrica, determinado periódicamente en una subasta
trimestral especial organizada por el Operador del Mercado Eléctrico
(OMEL) y conocida como "subasta CESUR";


Fue a partir de 2005 cuando -como muestra el gráfico- alcanzó valores anuales superiores a
5.000 millones de euros (esto es, casi el 0,5% del PIB) y un importe acumulado vivo a
finales de 2011 próximo a los 24.000 millones de euros (es decir, casi el 2,5% del PIB).

RD 6/2009

Para contención del déficit de tarifa y
asegurar sostenibilidad del sistema
-Crea un fondo de titulización de la deuda
con garantías del Estado
-Objetivo de llegar al equilibrio en el año
2013.
-Crea el bono social
-Crea registro de preasignación

RD 6/2009

El registro de preasignación se generaliza:
 Mediante el Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, se
crea el Registro de preasignación de retribución para las
nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica
que deseen acogerse al régimen económico establecido en
el Real Decreto 661/2007
 Las instalaciones se inscriben a nivel estatal por orden de
fecha de autorización, hasta que se cumpla el objetivo

RD 14/2010

Primera colocación deuda
eléctrica: 2.000 millones
tras alcanzar una demanda
por parte de los
inversores cercana a
2.300 millones.
Rentabilidad al 4,8%. en
final
Rentabilidad final
torno
en
torno al 4,8%.

RD 14/2010

Esta deuda, reconocida y financiada por
las empresas eléctricas, se suma a las
cantidades acumuladas de ejercicios
anteriores.EVOLUCIÓN DEFICIT TARIFARIO
6.000
RD RD
5.000
6/2009 14/2010 REAL DESV PRIMAS
4.000
2009 3.500 3.500 4.615 1.115 6.214
RD 6/2009
2010 3.000 5.500 4.864 -636 7.066
3.000
RD 14/2010
2.000
REAL 2011 2.000 3.000 3.845 -1.845 7.602
1.000
REAL 2012 1.000 1.500
0 RD 14/2010
2009
2010 RD 6/2009 2013 0 0
2011
2012
2013

En enero, el ministerio de Industria fijó
en 24.000 millones de euros el déficit de
tarifa pendiente de cobro al cierre de
2011 y que se puede titulizar y colocar en
el mercado.

RD 14/2010

 Las empresas financiarán el bono social
hasta 2013 y asumirán el coste de las
políticas de ahorro y eficiencia
energética (E4) en el periodo 2011-2013.
 Todas las empresas generadoras de
electricidad, tanto del régimen ordinario
como las de energías renovables y
cogeneración, pagarán un peaje de 0,5
€/MWh.
 Se limita durante tres años las horas
con derecho a prima de las plantas
fotovoltaicas al igual que ha ocurrido
con otros sectores como el eólico y el
termosolar.

Real Decreto 1699/2011 de 18 Noviembre que
regula instalaciones de producción eléctrica de
baja potencia

Fomenta la energía fotovoltaica y mini-eolica para producir electricidad a pequeña potencia
inferior a 100 kW, lo que beneficiará a casas particulares, granjas, invernaderos, hoteles,
restaurantes, naves....
Uno de los objetivos principales es agilizar los trámites para conectarse a red eléctrica:
Plazo máximo legal de 3 meses para autorizarnos la producción de electricidad
Vender energía como productor: opción para conexión a la red eléctrica
Autoconsumo: opción para saldar o compensar la diferencia entre la energía producida y la
energía consumida. Se realizará a través de un procedimiento de facturación con el distribuidor
eléctrico.

RDL 1/2012. MORATORIA EERR

-Suspensión de los procedimientos de
preasignaciónacceso a cobro incentivos
económicos

-Temporal y sin carácter retroactivo. Se libran 2,5
GW de termosolar ya preregistradas

-Evita la instalación de 500 MW que estaban a la
espera
de entrar en el registro. Ahorro de 160 M€/año

Primera Reforma

En abril de 2012 ya se había superado el límite de 1.500 €
permitidos por el RD 14/2010 para el déficit tarifario para
todo el año

Segundo paquete ahorro sistema 3.240 M€:

1) ↑↑ Ingresos: 1.580 M€ subida del 7% (TUR),
60 M€ bajada ininterrumpibilidad

2) ↓↓ costes sistema: 940 M€ Electricas
distribución 680 M€,
transporte 190 M€
pagos capacidad 80 M€

primas al carbón 46 M€

remanantes CNE+IDAE 660 M€

Diagnóstico Bruselas

• Critica moratoria: desalienta inversión y aleja objetivos 2020
EERR • Pide simplificación burocrática de procedimientos y supresión
de obstáculos al desarrollo de EERR

• Destaca compensación excesiva a nuclear e hidraúlica ya
amortizadas
convencionales
• Critica subvenciones al carbón nacional por ineficientes y
perjudiciales para MAmb

• Echa en falta liberalización y competencia. Tarifas reguladas ha
endeudado a electricas y consumidores
Mercado
• Propone alza de tarifas electricas, gravar carburantes fósiles y
utilizar los ingresos por subastas de CO2 en primar EERR

Segunda Reforma

La ley aprobada por el anterior
Ejecutivo a finales de 2010 fijaba en un
máximo de 1.500 millones el déficit
tarifario generado en el presente
ejercicio.

Sin embargo, entre enero y abril ese
tope se rebasó sustancialmente. En
concreto, se situó en 1.989 millones, un
32% por encima del límite legal, si bien
las medidas adoptadas en abril, por
las que el Gobierno calculó que se
recaudarían 3.147 millones –2.400
millones para hacer frente al déficit este
mismo año– no se contabilizaron.

De cumplirse aquellas previsiones, y
teniendo en cuenta que el agujero
estimado para 2012 era de 5.000
millones y el límite legal de 1.500,
restarían por rascar otros 1.100
millones, aproximadamente.

Además de la electricidad, el usuario paga:

-Impuestos: 18% de IVA
4,864%IE,
-cubre el presupuesto de CNE,
-paga la moratoria nuclear,
-primas a las renovables,
-financia los planes de calidad,
-cubre interrumpibilidad
-compensa a las empresas eléctricas que prestan
servicio en las islas, Ceuta y Melilla.

Segunda Reforma

medidas
fiscales
↑↑Ingresos
fiscales

↓↓Costes
Paga Paga
consumidor eléctrica

IE. Tramo Peajes
CCAA+tramo generadoras
estatal 0,5 c€/MWh
Céntimo verde (carbon tax) sectores difusos:

También podría gravarse:
-gasoleo: 5,3 c€/l
-alargamiento vida centrales nucleares
-gasolina: 4,6 c€/l
-gas:3,6 c€/kwh (tarifa eléctrica) -regularización centrales hidroeléctricas

Segunda Reforma

Liberalización total
Subir peajes mercadodejar sin
de acceso
medidas
tarifa 20 millones
fiscales usuarios TURpatata
subir TUR caliente a eléctricas
↑↑Ingresos
↓↓Costes
2 fases

Eliminar bono
social

Segunda Reforma

Recorte primas ∂
EERR. Mientras haya
medidas

fiscales déficit. Asegurando
rentabilidad
↑↑Ingresos quita razonablede
acuerdo a derecho

↓↓Costes Usar Desintegración
subastas de
CO2 para
vertical de la
primar EERR distribución
autoconsumo

Efectuar
convocatorias Sacar de tarifa
acotadas en cuantía. otros costes de
Subastas acceso:
adjudicadas : subvenciones,
-menor precio actividades
-innovación extrapeninsulares
-planes industriales

Conclusiones

• Critica moratoria: desalienta inversión y aleja objetivos 2020
EERR • Pide simplificación burocrática de procedimientos y supresión
de obstáculos al desarrollo de EERR

• Destaca compensación excesiva a nuclear e hidraúlica ya
amortizadas
convencionales
• Critica subvenciones al carbón nacional por ineficientes y
perjudiciales para MAmb

• Echa en falta liberalización y competencia. Tarifas reguladas ha
endeudado a electricas y consumidores
Mercado
• Propone alza de tarifas electricas, gravar carburantes fósiles y
utilizar los ingresos por subastas de CO2 en primar EERR

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