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1 REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES. CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES.

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2 1 REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES. CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES

3 2 Índice 1. El desarrollo energético sostenible. 2. Los impactos ambientales 3. La internalización de costes ambientales 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente 5. Regulación de la producción en régimen especial (las energías renovables) Anexo: Referencias europeas de carácter ambiental

4 3 la explotación l Sociedad basada en de la energía. la utilización l Crecimiento de la demanda eléctrica, la electricidad es una forma de energía versátil y limpia en el punto de consumo. l Ratio de consumo > Ratio de Producto Interior Bruto SE INCREMENTA LA INTENSIDAD ENERGÉTICA l Consumo creciente, a pesar de las mejoras en la eficiencia. 1. El desarrollo energético sostenible. Consumo de energía.

5 4 1. El desarrollo energético sostenible. Demanda eléctrica (anual).

6 5 1. El desarrollo energético sostenible. Demanda eléctrica (mensual).

7 6 1. El desarrollo energético sostenible. Demanda eléctrica (diaria).

8 7 La Agenda 21 recoge las conclusiones de Río de Janeiro. La Unión Europea : - Incorpora: Tratado de Amsterdam (1997) y Consejo de Lisboa (2000). - Elabora una Estrategia Conjunta, Consejo de Gotenburg (2001), con cuatro prioridades: cambio climático transporte salud pública recursos naturales El Gobierno español elabora la Estrategia Española de Desarrollo Sostenible. DESARROLLOECONÓMICODESARROLLOECONÓMICO DESARROLLOAMBIENTALDESARROLLOAMBIENTAL DESARROLLOSOCIALDESARROLLOSOCIAL 1. Desarrollo Energético Sostenible El desarrollo sostenible

9 8 - Libro Verde Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético. -Plan de Fomento de las Energías Renovables Informes Marco CNE 2001, Documento de Planificación 2002 EFICIENCIAECONÓMICAEFICIENCIAECONÓMICA COMPATIBILIDADAMBIENTALCOMPATIBILIDADAMBIENTAL SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO ABASTECIMIENTO SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO ABASTECIMIENTO 1. Desarrollo Energético Sostenible -Proceso de liberalización -Eficiencia de mercado -Agotamiento de los recursos naturales -La transformación y el uso de la energía tienen efectos negativos sobre el medio ambiente.

10 9 Central térmica carbón/petróleo/ gas natural 2. Los impactos ambientales. Generación.

11 10 Las centrales térmicas tienen impactos ambientales. Son responsables de: 68% de emisiones totales de SO 2 Lluvia ácida 23% de emisiones totales de NO x 90% de emisiones de NO x procedentes de GIC* 90% de emisiones de SO 2 procedentes de GIC* Cambio Climático 27% de emisiones totales de CO 2 Residuos peligrosos 95% producción de residuos de alta actividad *GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt) 2. Los impactos ambientales. Generación.

12 11 2. Los impactos ambientales. Generación.

13 12 2. Los impactos ambientales. Generación.

14 13 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución

15 14 - Inducción electrostática - Inducción electromagnética - Pérdidas de energía (a través del calor) - Ruido audible - Radio-interferencias - Posibles efectos biológicos 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

16 15 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

17 16 BombillaAspiradorTelevisión en color FrigoríficoSecador 2 V/m16 V/m30 V/m40 V/m50 V/m Valores de los campos eléctricos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

18 17 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

19 18 BombillaAspiradorTelevisión en color FrigoríficoSecador μT μT μT μT μT mG mG mG mG mG Valores de los campos magnéticos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

20 19 Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. Costes ambientales 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: Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep.02) Internalizar los costes ambientales INTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALES INTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo energético sea sostenible 3. La internalización de costes ambientales

21 20 Mecanismos Directos: E.I.A., Command and Control y planificación. Mecanismos Indirectos : Fiscalidad: impuestos energéticos, impuestos sobre el dióxido de carbono (incluyen el coste ambiental). Reforma fiscal verde. Mercado: comercio de emisiones, certificados verdes comercializables. Incentivos económicos a las energías renovables y tecnologías eficientes (incluyen beneficios ambientales relativos), pagados por todos los consumidores de electricidad Primas a la producción en régimen especial Incentivos a programas de gestión de la demanda Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos GRADUALIDAD Y PRUDENCIA 3. La internalización de costes ambientales

22 21 MECANISMOS DE PRECIO vs. MECANISMOS DE CANTIDAD MECANISMOS DE PRECIO vs. MECANISMOS DE CANTIDAD Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio - Comercio de emisiones - Certificados verdes Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad - Impuesto - Tarifa o prima R.U., AUS, BEL, ITA, HOL, DIN, SUEAUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL IR: Subastas de capacidad: precio fijo, procedimiento competitivo 3. La internalización de costes ambientales

23 22 ESTRATEGIA ESPAÑOLA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ESTRATEGIA ESPAÑOLA FRENTE AL CAMBIO CLIMÁTICO ESTRATEGIA ESPAÑOLA DE DESARROLLO SOSTENIBLE Ministerio de Economía Ministerio de Medio Ambiente La Ley del Sector Eléctrico (1997) trata de GARANTIZAR: suministro calidad menor coste sin olvidar el medio ambiente 4.La regulación eléctrica y el medio ambiente Marco regulatorio español

24 23 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente La autorización de instalaciones Sistema de autorización de carácter reglado -Acreditar la minimización del impacto ambiental D.I.A P.A.I.

25 24 Régimen especial lProducción de instalaciones P<=50MW que utilicen: lIncorpora su energía excedentaria a la red ó a participan voluntariamente en el mercado lRetribución: Precio Mercado + Prima NOTA: La prima la pagan todos los consumidores Régimen ordinario lInstalaciones convencionales Térmicas Nucleares Hidráulicas lObligación de ir al mercado P>50MW lRetribución: Precio Mercado 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: La generación en el mercado mayorista (organizado o contratos)

26 GWh 5 GWh 3 GWh 2 GWh 1 GWh Alta Tensión Ene.Abr.Jul.Oct. 700 clientes 26% de la energía del sistema clientes 43% energía clientes 52% energía Julio clnt. 100% energía 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: Los consumidores en el mercado minorista (Empresa comercializadora – Consumidor elegible)

27 26 Gestión de la demanda eléctrica Desplazamiento de la curva de carga (modulación del consumo hacia momentos de menor precio) Suministro de servicios complementarios Ahorro energético Disminución del consumo prescindible (adopción de nuevas pautas de consumo) e imprescindible (mejoras técnicas) 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación. Definiciones Mejora de la eficiencia económica, por perseguir un consumo de energía más económico o tratar de evitar parte del mismo Dado nuestro mix de generación, mejora la eficiencia energética

28 27 Experiencia anterior en gestión de la demanda y ahorro energético Tarifa horaria de potencia y complementos por discriminación horaria e interrumpibilidad Programas de gestión de la demanda eléctrica en los sectores de baja elasticidad precio. Años 1995, 1997 y 1998 (5.300 MPTA/año ó 32 M/año) Programas de ahorro y eficiencia energética. Plan Energético 1991/2000 ( MPTA ó M): ahorro, sustitución, cogeneración y renovables 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación. Experiencia positiva, pero insuficiente.

29 28 Programas de gestión de la demanda eléctrica (1998) Sobrecoste del 0,25% de la facturación electricidad Incentivar económicamente la penetración de nuevas tecnologías de consumo eficiente (consumo imprescindible): lámparas de bajo consumo electrodomésticos clase A bombas de calor sistemas de regulación de motores. Información y formación del consumidor (consumo prescindible y/o modificar curva de carga) Sectores: doméstico, alumbrado público, administración pública y pymes Resultados positivos: ahorro anual de 225 GWh y periodos cortos de recuperación del incentivo (23 PTA/kWh) 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Incentivos a programas de gestión de la demanda. Consumidor para el que la electricidad es un servicio necesario (Demanda inelástica) En realidad, son programas de ahorro.

30 29 Tarifas de acceso Señales de localización (pérdidas estándares). Mercado (organizado o libre)-> elegibilidad universal 2003 –Señal de precio del mercado (Demand Side Bidding) Participación directa Participación mediante un comercializador, usando contratos bilaterales o certificados -> energía verde – Participar en servicios complementarios regulación terciaria (interrumpibilidad en operación normal) control de tensión (energía reactiva) –Participar en la garantía de potencia (interrumpibilidad en situaciones de escasez) 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Posibilidades de actuación de los consumidores Consumidor para el que la electricidad es un input productivo (Demanda elástica) Presencia activa en el mercado de la demanda

31 30 Objetivo: impulsar actuaciones y políticas de DS 3 fases (Comis. Interministerial, Consulta pública e institucional, Aprobación) Documento de Consulta: Diagnostico de sostenibilidad, Selección de temas, Instrumentos, Seguimiento y evaluación. La EEDS debe identificar: 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española de Desarrollo Sostenible EEDS Retos Oportunidades Aportaciones Claves

32 31 Objetivo: establecer un conjunto de planes y programas sectoriales de ámbito nacional que: Ofrezcan soluciones a los problemas derivados de las alteraciones del clima y sus efectos sobre el medio ambiente. Permitan cumplir los compromisos internacionales. Deberá: Definir la aplicación de los Acuerdos Internacionales. Fijar un calendario para el desarrollo de medidas que frenen la emisión de GEI. Incluir obligaciones para todas las Administraciones Públicas. Solicitar la cooperación del sector privado. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

33 32 Emisiones totales España 1990: 235 Mt (CC.TT. 60 Mt) Emisiones totales España 2000: 309 Mt (CC.TT. 90 Mt <> 30% de las totales) 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

34 33 Medidas: -Liberalización (eficiencia) -Comercio de emisiones -Plan de Fomento de Energías Renovables -Gas Natural (ciclos combinados y otros) -EEEE -Biocombustibles -Fiscalidad energética -Hidrógeno -Captura CO2 -etc 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

35 34 Objetivo: Promover la eficiencia energética implicando a todos los sectores. Garantizar el suministro de energía (alta dependencia exterior). Incrementar la competitividad de los sectores productivos. Participar en el cumplimiento de compromisos ambientales (GEI,TNE, GIC, etc). Se desarrolla a través de grupos sectoriales: transformación de la energía, transporte, edificación, terciario y residencial, industria y servicios públicos. Administraciones Técnicos Representantes sociales Asociaciones empresariales Colectivos locales y … ¡ CIUDADANOS ! 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE

36 35 Reducción de la intensidad energética primaria del Consumo base 2012 Ahorro anual Ahorro acumulado Energía final ktep ktep ktep Energía primaria ktep ktep ktep Económico M M 7,2 % Transporte ktep Industria ktep Edificación ktep 90 % Este ahorro anual de energía final se reparte: 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos directos

37 36 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos directos Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética

38 37 Incremento de la competitividad y mejora del empleo Mejora del autoabastecimiento (hasta el 27%) Reducción de las emisiones Anuales (a partir de 2012): 42 Mt CO 2 Acumuladas: 190 Mt CO 2 Económica: entre y M Consecución de objetivos mediante: M Inversiones asociadas: M Subvenciones públicas: M 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos indirectos

39 38 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos indirectos Reducción de emisiones de CO 2 Objetivo Kioto Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética

40 :6,3% 2010: 12,3% Objective 2010 by Gross Energy Demand -Decreasing petrol, nuclear and coal - Significant increasing natural gas - Increasing RES SPANISH PLAN FOR RENEWABLES 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

41 40 Previsión 2010: - Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico (58 MW en 1998, MW en 2010) - Se multiplica por 10 la eólica (837 MW en 1998, 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, MW en 2010) - Triplicar la valorización de R.S.U (103 en 1998, 271 MW en 2010) - Desarrollo de biocarburantes 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

42 41 Inversiones necesarias : M ( MPTA) Subvenciones A la inversión 532 Al tipo de interés 592 Al combustible 354 (biomasa) Incentivos fiscales 987 Total ayudas públicas (PGE) (26% de la inversión) Total primas (tarifa eléctrica) TOTAL AYUDAS M ( MPTA) 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

43 42 Previsión 2011: - Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico (58 MW en 1998, MW en 2011 (PFER 1.844) ) - Se multiplica por 15 la eólica (837 MW en 1998, 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, 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, MW en 2011) 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación. El documento de planificación (Septiembre 2002)

44 43 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

45 44 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

46 Instalaciones* * Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario Instalaciones 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

47 46 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

48 47 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

49 48 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

50 49 Objetivo de la Directiva: 29% en Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

51 50 Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

52 51 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación. Situación a Septiembre 2003

53 52 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

54 53 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

55 54 Planta de Toledo PV (1MW) 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

56 55 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

57 56 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

58 57 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

59 58 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

60 59 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

61 60 Biomasa primaria: recursos naturales y plantaciones Biomasa secundaria: lodos, estiércoles, biogás, biocombustibles.. 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

62 61 RSU y RSI Tratamiento y Reducción: 5. Regulación de la producción en régimen especial Evolución y planificación.

63 62 Régimen especial lProducción de instalaciones P<=50MW que utilicen: lIncorpora su energía excedentaria a la red ó participan voluntariamente en el mercado lRetribución: Precio Mercado + Prima Precio total (renovables) Régimen ordinario lResto de instalaciones lObligación de ir al mercado P>50MW lRetribución: Precio Mercado 5. Regulación de la producción en régimen especial RD 2818/1998

64 63 5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2 RD Capítulo I. Ámbito de aplicación.

65 64 lAutorización administrativa (construcción, explotación, transmis., mod., cierre) CC.AA DGE cuando no esté transferidas comp. ó afecte a mas CC.AA. lRequisitos 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% ( =50% (>=25 MW) –En la empresa propietaria de la instalac. o en empresas que participan en >10% 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo II. Procedimiento de inclusión.

66 65 l Contrato con la empresa distribuidora: Contrato tipo similar a regulación anterior (5 años) La distribuidora está obligada a suscribir el contrato l 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 (b1 a b5) l Obligaciones de los productores No ceder energía a consumidores finales (excepto por autoconsumos o por CBF) Pagar peajes cuando Sean consumidores cualificados y celebren contratos de suministro Suministren a otro centro de la empresa y utilicen la red 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 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo III. Condiciones de entrega

67 66 lConexión La energía cedida deberá ser adquirida por la distribuidora más próxima. Resuelve la autoridad competente, previo informe de la CNSE. El punto de conexión se solicita a la distribuidora. Si no, la aut.competente. Potencia máx. admisible =< 50% capacidad (térmica diseño línea o de transformación instalada en ese nivel de tensión) Fotovoltaicos: normas específicas. Los gastos de las líneas y refuerzos, a cargo de la instalación de producción. La energía cedida podrá estar condicionada a necesidades de distribuidora y también en los sistemas aislados. Toda instalación deberá contar con un equipo de medida que permita su facturación (las pérdidas de la línea de conex. imputadas a la instalación) 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo III. Condiciones de entrega

68 67 Distribuidor Mercado Contrato obligatorio Obligación de compra de energía excedentaria Régimen ordinario Régimen especial Precio Mercado + Prima + c.reactiva ó Precio fijo (renovables) Precio del Mercado + Prima Precio libre No es probable que se acuda al Mercado No se incentivan los CBF 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico

69 68 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico Sep Precios mercado a efectos del Artículo 24

70 69 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico Precios medios anuales en el mercado de producción M. Diario 2,5642,5642,6733,183 3,150 M. Intradiario -0,005-0,008-0,010 S.Complementarios 0,167 0,103 0,183 0,260 Garantía Potencia 0,7660,75 0,556 0,459 TOTAL 3,4923,518 3,912 3,859 U= c/kWh ,889 -0,013 0,242 0,451 4,569 Precio medio horario final ponderado ene-sep 2003 = 3,803

71 70 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico Primas

72 71 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico Precio fijo

73 72 Remuneración Prima (18 – 24 /MWh) + Precio mercado (36 – 45 /MWh) 2003: Prima <> M/año Porcentaje en tarifas que paga el consumidor: Equivalente a una tasa parafiscal <> 7% lVentajas: 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 5. Regulación de la producción en régimen especial RD Coste previsto en 2003

74 73 lProblemas: 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) 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones

75 74 - El incremento de la potencia instalada será mayor en el caso de la eólica MW MW ESTABLE - Marco regulatorio FAVORABLE - Apoyo de las Admones. y EE.EE. - Reducción de los costes de inversión. Plan de Fomento de las Energías Renovables y Documento de planificación: Causas: Solicitudes por MW: se superará el Plan. 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones

76 75 Eólica: Soluciones técnicas para dar más firmeza a la energía. l Soluciones técnicas: - Velocidad variable y control de paso de pala - Mayor tamaño - 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,...) 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones

77 76 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones

78 77 Eólica: Soluciones regulatorias para dar más firmeza a corto plazo a esta energía. Todo pasa por conocer la previsión de funcionamiento del productor: 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 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones

79 78 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. 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones: RD Ley 6/2000

80 79 l 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 Incentivo de GdP mayor 0,9 cent/kWh (1,5 PTA/kWh) 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. l 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). 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002

81 80 5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Participación actual en mercado MW 30% de la potencia instalada en cogeneración 12% de la potencia instalada en régimen especial 4%-5% de la energía casada en el mercado diario

82 81 5. Regulación de la producción en régimen especial Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas

83 82 Características Generales Propuesta de la CNE Características Específicas Transparencia, objetividad y no discriminación Rentabilidad razonable (costes reales) Rentabilidad adicional para incentivar: -El cumplimiento de los objetivos de la planificación -La garantía de suministro a corto plazo: realización de un programa y su cumplimiento Primas, precios e incentivos determinados para 4 años siguientes en cada tecnología, tomando como elementos básicos datos reales de 4 años anteriores: -la inversión unitaria -el coste neto de explotación PRIMA PRECIO INCENTIVO COSTE RECONOCIDO COSTE RECONOCIDO COSTE REAL PLANIFICACIÓN PROGRAMA 5. Regulación de la producción en régimen especial Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas

84 83 lSistema de garantía de origen de la Directiva Organismo oficial que: Registre el origen de la energía renovable Emita certificados que garanticen el origen de la energía Supervise las instalaciones renovables lEl control de tensión Incluir al régimen especial conectado a RdT en PO 7.4 Elaborar PO de control de tensión en distribución Alternativamente, complemento de energía reactiva inductiva (consumo) y capacitiva (producción) 5. Regulación de la producción en régimen especial Propuestas normativas.

85 84 Posibilidades: lEl RD 841/2002 permite la contratación entre productores en régimen especial y comercializadores para la venta de energía a consumidores o integrarla en el mercado organizado, percibiendo la prima regulada. lEl comercializador vende al consumidor dos productos: Energía del pool Certificados verdes equivalentes a dicha energía Nota: Actualmente no existe en España un mecanismo oficial de garantía de origen, por lo que se tendría que recurrir a certificados otorgados en el ámbito privado. 5. Regulación de la producción en régimen especial Propuestas normativas. Energía verde

86 85 Puntos de posible estudio: èParticipar en el mercado como un generador más, sin primas, y con posibilidad de prestar todos los servicios. èEliminación de la limitación de autoconsumo eléctrico mínimo. èEliminación de la limitación de incorporación al sistema exclusivamente energía excedentaria. èEliminación de la limitación de cesión de energía térmica. èConsideración especial de la garantía de potencia y su retribución como caso de generación distribuida. èExamen de los costes evitados al sistema en transporte y distribución (inversiones y pérdidas). èAnálisis económico por emisiones evitadas: trading de emisiones o prima 5. Regulación de la producción en régimen especial Propuestas normativas. Mejora de la regulación de la cogeneración

87 86 1.Incorporación de la energía a la red y Precio fijo Calidad de la energía Ingresos promotor Calidad ambiental Existen tres sistemas alternativos de retribución: Riesgo promotor 2. Incorporación de la energía a la red y Precio de mercado (de la demanda) + Prima 3. Participación en el mercado y Precio de mercado (de la oferta) + Prima (incentivo adicional 0,3 c/kWh + S.C.) + __ + 5. Regulación de la producción en régimen especial Resumen (1) _ +

88 87 Ventajas de los sistemas 1 y 2 : Internalizan los beneficios ambientales en la tarifa: Prima <> M/año (extra de 7% en la tarifa ) Promueven el ahorro y la eficiencia energéticos (respecto a los combustibles fósiles) Efectivos para minihidráulica, cogeneración y eólica Desventajas de los sistemas 1 y 2 : (cuando se alcanza un determinado nivel de desarrollo) Riesgo para el regulador al establecer las primas Riesgo para el regulador al establecer la cantidad en la tarifa Establecimiento de los costes de desvío a los distribuidores Problemas de operación del sistema (es necesaria más reserva de capacidad) 5. Regulación de la producción en régimen especial Resumen (2)

89 88 Solución a los problemas de los sistemas 1 y 2: Incrementar la calidad de suministro -> fomentar la participación voluntaria en el mercado (sistema 3) Precio de mercado + A.S.+ Prima + Incentivo adicional Portfolio de ofertas realizadas por un intermediario Participación en el mercado intradiario Establecimiento de desvíos netos Primas para contratos bilaterales (energía verde) Determinar una metodología estable y predecible para revisar las primas Mejorar la regulación de la energía reactiva Metodología para garantizar el origen (Directiva) Nuevo modelo para la cogeneración 5. Regulación de la producción en régimen especial Resumen (3)

90 89 5. Regulación de la producción en régimen especial Resumen

91 90 1. DIRECTIVA 97/11/CE : Evaluación de las repercusiones de determinados proyectos sobre el medio ambiente, que modifica la Directiva 85/337/CEE (Evaluación Impacto Ambiental). l Información pública. l Los proyectos sujetos a evaluación están listados en el Anexo I: Centrales térmicas > 300 MW y centrales nucleares. Extracción de petróleo y de gas natural. Presas, gasoductos, minería a cielo abierto > 25 hectáreas y líneas eléctricas aéreas con voltaje >= 220 kV y longitud >= 15 km. los efectos DIRECTOS e INDIRECTOS de un proyecto los efectos DIRECTOS e INDIRECTOS de un proyecto identificar describir evaluar -el ser humano, la fauna y la flora -suelo, agua, aire, clima y paisaje -bienes materiales y patrimonio cultural -la interacción entre los factores mencionados Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control.

92 91 2. DIRECTIVA 2001/80/CE: Limitación de emisiones a la atmósfera de contaminantes (SO 2, NOx, partículas) procedentes de GIC * que modifica la Directiva 88/609/CEE, de 24 de Noviembre GIC existentes: antes de 1 de julio de Programas de reducción de emisiones s/1980 (-37% SO2 y –24% NOx). Reducciones significativas antes del 1 de Enero de 2008 (límites individuales a las GIC existentes): 400 mgSO2/Nm3 y 500 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos) l GIC nuevas: después de 1 de julio de La autorización de instalación debe incluir límites individuales de emisión. –Antes de 27 Nov > 400 mgSO2/Nm3 y 500 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos) –Después de 27 Nov > 200 mgSO2/Nm3 y 200 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos) Excepciones: * baja operatividad anual * viabilidad técnica y económica de la cogeneración l Informe de la Comisión antes de 2005 *GIC: Grandes Instalaciones de Combustión ( > 50 MW) Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control.

93 92 3. DIRECTIVA 2001/81/CE: Techos nacionales de emisión para ciertos contaminantes atmosféricos. lLimitar las emisiones de SO 2, NOx, VOC y NH 3, para reducir la lluvia ácida (- 50%) y ozono atmosférico (-66% salud). Con ello se reduce la eutrofización del suelo N2 (-30%). Se fijan techos nacionales de emisión en 2010 y lCarga Crítica: Exposición de uno o varios contaminantes por debajo de la cual no se producen efectos nocivos importantes. Antes del 1 de octubre de 2002, se elaborarán programas nacionales de reducción de emisiones, con las medidas tomadas y planificadas. Se elaborarán inventarios y planes nacionales de emisiones para el año 2010, con el objetivo de informar a la Comisión Europea y a la AEMA. La Comisión Europea realizará un informe en 2004 y en 2008 sobre el nivel de cumplimiento. Posible revisión de los techos. Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control.

94 93 4. DIRECTIVA 96/61/CE: Prevención y control integrados de la contaminación. lEstablece medidas y procedimientos para prevenir o minimizar el impacto ambiental de las instalaciones industriales. Para lacanzar un alto nivel de protección del medio considerado como un todo Para unificar los permisos ambientales y reducir los procesos administrativos de autorización (Total coordinación administrativa) Basada en BAT (Best Available Techniques = mejores tecnologías disponibles) Cambio sustancial (incremento >= 5% de las emisiones). lLa Directiva está enfocada a las instalaciones industriales con alto potencial de contaminación: instalaciones nuevas (ahora) y existentes (30 de octubre de 2007). lInformación pública en el procedimiento de autorización. Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control.

95 94 5. DIRECTIVA: fomento del uso de biocombustibles para transporte. lObjetivo: establecer un porcentaje mínimo de biocombustibles para sustituir diesel o gasolina para transporte. lSe consideran biocombustibles: bioetanol, biodiesel, biogas, biometanol, biodimetileter, biooil y bioETBE (45%). Informe de los Estados Miembros sobre el total de ventas de fuel para transporte y el porcentaje de biocombustibles. Mínima cantidad de biocombustible como porcentaje sobre las ventas de gasolina y diesel: Año% , , , ,75 Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control.

96 95 6. DIRECTIVA 2002/91/CE: eficiencia energética de los edificios. lEl 40,7% de la demanda total de energía es utilizada en los sectores residencial y de servicios, principalmente para calefacción. lSe estima que existe un ahorro potencial del 22% del consumo actual. Este porcentaje puede alcanzarse a través de: Mejoras en el aislamiento de los edificios. Sustitución de las calderas de más de 20 años y adecuación del resto. Utilización de componentes más eficientes, uso de sistemas de control e integración de luz natural. Instalaciones de producción más respetuosas con el medio ambiente: –Energías renovables. –Cogeneración y redes urbanas de calefacción/refrigeración. –Bombas de calor. Adopción de una visión bioclimática en el diseño de los edificios. Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control.

97 96 lANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética. lAHORA lObjetivos: Garantizar suministro. Minimizar impactos ambientales y cumplir objetivos políticos. Analizar el posible ejercicio del poder de mercado a largo plazo. lResultados: Establecer señales que puedan orientar a los agentes en sus decisiones. Análisis previo de estas señales mediante un modelo de planificación. Suministrar información homogénea a los nuevos agentes planificación VINCULANTE actividades reguladas planificación INDICATIVA actividades liberalizadas RESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZO Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Planificación

98 97 7. DIRECTIVA 2001/77/CE: Fomento de la electricidad producida con energías renovables. lObjetivo: incrementar la participación de las energías renovables en la producción de electricidad y crear las bases para el mercado eléctrico interno. lMecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento de objetivos y la eficiencia económica de cada mecanismo. lInformes EM: Objetivo indicativo de ER en % de demanda eléctrica y medidas. Cumplimiento de objetivos indicativos y de medidas tomadas (cada 2 años) lGarantía de origen: 27 octubre 2003 Supervisado por un organismo independiente Especificará el origen, fecha, lugar y capacidad Reconocida por todos los Estados Miembros. lMedidas administrativas para autorización, conexión a la red. 12% del consumo de energía primaria ,1% del consumo de electricidad Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Planificación

99 98 8. PROPUESTA DE DIRECTIVA: Fomento de la cogeneración basada en el uso de la demanda de calor en el mercado interior de la energía. lObjetivo: incrementar la participación de la cogeneración basada la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía (según criterios de eficiencia energética) lPotencial en cada país lInformes de la Comisión Europea: sobre eficiencia económica de cada mecanismo. Potencial (ahorro de energía primaria) y eficiencia de referencia. lInformes EM Barreras Medidas tomadas sobre acceso a la red. lGarantía de origen: 2 años después de su entrada en vigor Supervisado por un organismo independiente Especificará combustible, uso del calor, fecha, lugar, cantidad elect., eficiencia Reconocida por todos los Estados Miembros. lMedidas administrativas para autorizar y conectarse a la red. Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Planificación

100 99 Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. Fiscal 9. DIRECTIVA: Imposición de productos energéticos. lPara completar los impuestos indirectos sobre los hidrocarburos, el carbón, el gas natural y la electricidad. lLos niveles de imposición que apliquen los Estados, no pueden ser inferiores a los niveles mínimos establecidos en esta Directiva. lÁmbito de aplicación: lCombustibles en motores y calefacción: Gas Natural: 0,3 /GJ (industria 0,15/GJ) Transitorio 10 años España Carbón: 0,3 /GJ (industria 0,15/GJ) Exenciones para la producción de electricidad, siderurgia y domestico Gasolina: 287 -> 359 /1000 l en 2004 España ahora 396 Gasoleo: 245 -> 302 (2004) -> 330 /1000 l en 2010 España ahora 294 Gasoleo profesional 245 -> 302 (2010) -> 330 /1000 l en 2012 lConsumo de electricidad: 1/MWh (industria 0,5 /MWh)

101 DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (I). lGases de efecto invernadero: CO 2, CH 4, N 2 O, HFC, PFC y SF 6. lEl Protocolo de Kyoto estableció 3 mecanismos flexibles para reducir las emisiones de forma económicamente eficiente (JI, CDM, ET). lÁmbito de aplicación: Actividades energéticas: Instalaciones de combustión > 20 MWt, refinerías Producción y transformación metales férreos Industrias minerales Otras actividades lPermiso: Autorización para emitir si se garantiza no sobrepasar un determinado nivel. Si se supera, se presentarán derechos equivalentes procedentes de otras instalaciones o adquiridas en el mercado. Sanción por exceso de emisiones no acompañadas de derechos: 40 /t (2005) y 100 /t (2008) lDerecho: Derecho a emitir 1 t de CO2. Puede ser transferido en el ámbito comunitario. Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. De mercado.

102 DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (II). lPlan nacional de asignación (periodos de 5 años): Enfoque macro: reparto esfuerzos entre instalaciones de la Directiva y resto de sectores (domestico-comercial, agrícola, resto de industria y transporte) Enfoque meso: entre sectores afectados por la Directiva (proporcional a emisiones pasadas y futuras ó según coste marginal de reducción) Enfoque micro: entre instalaciones dentro de un sector lCalendario: 2005: Posiblilidad de asignación gratuita 85% y subasta 5% 2008: Posiblilidad de asignación gratuita 90% y subasta 10% lRegistro nacional de derechos de emisión. lLa Comunidad puede celebrar acuerdos con terceros países para lograr el reconocimiento de los derechos de emisión. Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. De mercado.

103 102 Comercio de certificados verdes (I). lEn teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más eficiente. lDos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes: Electricidad Certificados lEl regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores). El mercado fija el precio. E C Certificate Market Electricity Market Customers (electricity) Customers (certificate) Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. De mercado.

104 103 Comercio de certificados verdes (II). Varios países europeos están estableciendo certificados verdes: Italia, Bélgica, Reino Unido, Austria (hidro), Suecia, Dinamarca y Holanda. Características: Es posible el comercio de electricidad verde fuera de los Estados Miembros. Directiva de la UE: garantizar el origen para poder demostrar que se trata de energía verde. Certificado de origen. Obligación: consumidores finales, comercializadores o productores Deben ser emitidos por un organismo independiente. Todas las energías renovables Vida limitada del certificado. Sanciones en caso de no cumplimiento. Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. De mercado.


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