Índice 1. El desarrollo energético sostenible.

REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES. CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES

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

1. El desarrollo energético sostenible. Consumo de energía.
la explotación Sociedad basada en de la energía. la utilización Crecimiento de la demanda eléctrica, la electricidad es una forma de energía versátil y limpia en el punto de consumo. Ratio de consumo > Ratio de Producto Interior Bruto SE INCREMENTA LA INTENSIDAD ENERGÉTICA Consumo creciente, a pesar de las mejoras en la eficiencia. El consumo energético crece a nivel mundial y seguirá creciendo en un futuro cercano. En España también, incluso con tasas muy superiores a las de los países de nuestro entorno. Además, nuestras tasas de crecimiento energético están por encima de las tasas de crecimiento de nuestro Producto Interior Bruto, lo que denota, en una primera aproximación, que la eficiencia, en la utilización energética para generar una unidad de riqueza, está disminuyendo. Y esto es cierto, pero debe ser matizado. Por una parte, de acuerdo con la reciente publicación del Ministerio de Economía sobre “La Energía en España en 2000”, nuestro país tiene uno de los niveles más reducidos de intensidad energética primaria con relación a Europa. También tiene uno de los menores consumos energéticos per capita. Por otra parte, si bien en los últimos años se ha producido una disminución de la intensidad energética en la industria, como consecuencia de las mejoras técnicas adoptadas y los desplazamientos hacia actividades menos intensivas, en los sectores residencial, comercial y de transporte, hemos venido creciendo con tasas muy importantes. La buena marcha de la economía, ha propiciado un incremento del empleo y de la renta, lo que ha posibilitado un mayor equipamiento y una aproximación a las pautas de consumo europeas, tanto en nuestros hogares como en el sector terciario. No obstante, en el sector del transporte, hemos tenido un crecimiento espectacular como el de los demás países, pero en nuestro caso ha sido más acentuado lo que nos ha llevado a tener una de las mayores intensidades energéticas en europea en este sector, fruto de utilizar relativamente más el transporte por carretera que por ferrocarril, y hacerlo con mayores recorridos que nuestros vecinos. Este comportamiento también se observa en la energía eléctrica, debido a sus buenas características de versatilidad, disponibilidad y de precio. Además, recientemente se ha detectado también un espectacular incremento de la demanda de potencia, lo que lleva a la necesidad de acometer con relativa urgencia nuevas inversiones, tanto en generación como en transporte y distribución. A todo ello ha contribuido el proceso de liberalización energética que se está desarrollando en nuestro país, que ha aportado una significativa reducción de los precios energéticos (especialmente en el sector eléctrico), lo que supone al menos una mejora en la eficiencia económica. No obstante, se ha de señalar que esta reducción de precios también ha estado acompañada de importantes incentivos económicos de apoyo a la eficiencia energética y medioambiental (por el fomento de la cogeneración y de las energías renovables), sin los cuales la reducción de precios hubiera sido mayor. Pero también mayor hubiera sido el deterioro ambiental. Porque en general, la transformación y la utilización de la energía afectan negativamente al medio ambiente. Además, los recursos naturales son utilizados de forma ineficiente y sin ninguna responsabilidad intergeneracional.

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

Demanda eléctrica (mensual).

Demanda eléctrica (diaria).

1. Desarrollo Energético Sostenible El desarrollo sostenible
SOCIAL DESARROLLO ECONÓMICO DESARROLLO AMBIENTAL Introducir el DS desde la perspectiva energética Perspectivas del Medio Ambiente Mundial: Geo 2000 (PNUMA): se analizan los grandes problemas m.a. Antiguos: cont. Atmosférica, cont. Agua dulce, extinc. Biodiversidad Nuevos: cambio climático, modificación genética, prod. Químicos, y los desequilibrios entre sociedades. Causas: Pautas de consumo de la MINORÍA, elevada dens. poblac mayoria, guerras. Medios: antiguos (escasos y tardíos) nuevos (“Política de políticas”): “integración y optimización de las variables E, S, y MA” Génesis histórica: 1ª RI (Siglo XIX) crecimiento económico; 2ª RI (primera mitad Siglo XX)desarrollo social. Actual periodo transición: variable m.a. Informe Brundtland presentado por la comisión de m.a. y desarrollo de la ONU en 1987: “ desarrollo que satisface las necesidades del presentes sin comprometer la capacidad de futuras generaciones para satisfacer sus propias necesidades”. Declaración de Rio 92 (Conferencia de Naciones Unidas sobre el M.A y el D): En la Agenda 21: integración y optimización de las variables social, económica y ambiental. 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.

1. Desarrollo Energético Sostenible
SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO EFICIENCIA ECONÓMICA COMPATIBILIDAD AMBIENTAL En el nuevo marco regulatorio, la primera variable ... la económica. En materia energética, a los ciudadanos nos preocupa el coste de la energía que consumimos. En los últimos años se ha iniciado un proceso liberalizador de los diferentes sectores energéticos, que tradicionalmente han desarrollado su actividad en estructuras verticalmente integradas y en régimen de monopolio. Existe el convencimiento general de que es en el mercado donde se alcanzan las mayores eficiencias como consecuencia de unas mejores asignaciones de recursos. La segunda variable, la social, la podríamos identificar en el sector energético como la posibilidad real que tienen los ciudadanos para acceder a la energía. Recordemos por ejemplo, que en estos momentos una tercera parte de la humanidad carece de energía eléctrica (2.000 M personas). En el mundo occidental disponemos por el momento de energía suficiente para satisfacer nuestras necesidades, pero dado el crecimiento del consumo y lo limitado de los recursos nos preocupa la posibilidad de desabastecimiento (ejemplos California 2001, España 2001, NY, Londres, SW, e It La seguridad de abastecimiento energético se incrementa mediante la diversificación de combustibles y fuentes de suministro, mediante la utilización de recursos renovables y autóctonos, y en su caso, mediante la cooperación internacional para el suministro de combustibles. Asimismo, es preciso desarrollar infraestructuras que completen las actuales y atiendan la expansión del consumo así como las interconexiones internacionales. Podemos encontrar varios ejemplos de actuaciones concretas que reflejan nuestra preocupación sobre la seguridad de abastecimiento. El Libro Verde de la Comisión Europea “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”. En la próxima década deben tomarse decisiones relevantes en materia energética. Dependemos del exterior en 50% (futuro 70%). Dos caras de la misma moneda: Suministro (ER, combust.límpia del carbón) y Consumo (existe mayor potencial: profundizar en la liberalización, concienciación individual, cambio modos de consumo, que los precios reflejen los costes, transporte y edificios). El Libro Verde sugiere cambios en los modos de transporte y la adopción de medidas adicionales para incrementar el ahorro energético en los edificios. En este sentido avanza la Comisión Europea a través de una Directiva relativa a los biocombustibles (casi el 6% de la gasolina y gasoil en 2010) y una Directiva (16 diciembre 2002) sobre el rendimiento energético de los edificios -40,7% el consumo total, con el 57% calefacción; 25% agua caliente sanitaria, 11% alumbrado y electrodomésticos- (nuevas y reformas en antiguos de > m2: sistema unificado del control de consumo; inspección; certificación cada 5 años) Situación en España: Mayor dependencia (75%) y reestructuración minería del carbón, no estamos geo-estratégicamente bien situados La tercera variable del Desarrollo Sostenible es la ambiental. La sociedad demanda energía a un precio razonable, pero además lo hace con una presión creciente sobre el respeto al medio ambiente (Principio 15 de la Declaración de Río) Cada una de estas variables puede ser tratada por separado, aunque están fuertemente interrelacionadas entre sí: - Si nos preocupamos por la seguridad del suministro y diversificamos los combustibles y las fuentes de suministro, e invertimos en infraestructuras, podemos encarecer enormemente la energía y dañar al medio ambiente (al utilizar combustibles muy contaminantes). - Si liberalizamos y creamos mercados en competencia, podemos reducir los precios de la energía, pero si los costes externos no se internalizan completamente y no mejora la gestión de la demanda, derrocharemos energía y dañaremos al medio ambiente. La Comisión Europea se ha mostrado hasta el momento como la administración más efectiva en el terreno medioambiental, así como en el energético. La Comisión Europea que no tiene restricciones electorales de corto plazo, se preocupa por la eficiencia económica (y energética) y las por cuestiones medioambientales, por lo que impulsa la liberalización energética sin demorar la adopción de Directivas de carácter medioambiental para que el desarrollo energético en la Unión sea sostenible. Al mismo tiempo, aborda las cuestiones de seguridad y sostenibilidad del abastecimiento energético. En resumen, la política energética de la UE tiene estos tres objetivos: La seguridad de abastecimiento La liberalización y los mercados competitivos La protección del medio ambiente Las medidas introducidas para alcanzarlos, corresponden a las Directivas del Mercado Interior de la Energía, las iniciativas sobre fiscalidad, las de limitación de las emisiones, el fomento de las renovables y la cogeneración y los programas de ahorro y eficiencia energética. Por lo tanto, por lo limitado de los recursos energéticos y por el daño ambiental que se produce con la transformación y utilización de la energía, es preciso fomentar el ahorro y en su defecto, la eficiencia energética, como condición necesaria para que nuestro desarrollo energético sea sostenible. -Libro Verde “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”. -Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999 -Informes Marco CNE 2001, 2002 -Documento de Planificación 2002 -Agotamiento de los recursos naturales -La transformación y el uso de la energía tienen efectos negativos sobre el medio ambiente. -Proceso de liberalización -Eficiencia de mercado

2. Los impactos ambientales. Generación.
Central térmica carbón/petróleo/ gas natural (pawer) Or Nuclear Power Plant

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 They are responsible for emissions of pollutants which cause (cos) ... (claimet) (pradats) LCP: LCP with a thermal capacity over 50 MW Share (Sher) transportation is very high. Clean Coal Use. Presurized fluid bed: Escatrón 80 MW Gasified Integrated Combined Cycle: Puertollano 320 MW. DeSO2: Alcudia 3 & 4; Teruel 1, 2 & 3; Litoral 2 & Compostilla 3. Mix of domestic & import coals Spanish Coal Plan from 1998 to 2005: Reduction of 5 Mt. Emission evaluation LCP (kt): SO NOx CO Radioactive Waste Plan. *GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)

This is other overview of emissions in Spain: We have reduced the SO2 emissions from LCP according a Directive. The CO2 emissions from transportation and navigation is 40%. The share of energy is less.

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución
But the T and D have other potential environmental impacts.

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
- Inducción electrostática - Inducción electromagnética - Pérdidas de energía (a través del calor) - Ruido audible - Radio-interferencias - Posibles efectos biológicos Electrostatic induction ... (thru) (audibol) (reidio) interferences There are some studies to analyze the possible biological effects. They conclude at the moment without proves for biological effects.

Electrostatic induction: You can see the electrostatic field (fild) of a transmission line 30 meters from the vertical projection of the cable, the field is practically zero (close to 50 V/m). Like some domestic appliances. For example:

Bombilla Aspirador Televisión en color Secador Frigorífico 2 V/m 16 V/m 30 V/m 40 V/m 50 V/m Vaquium cliner herdrayar mesar Valores de los campos eléctricos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente.

Electromagnetic induction: You can see the electromagnetic field of a transmission line 30 meters from the vertical projection of the cable, the field is practically zero (close 5-15 mG) Like some domestic appliances. For example:

Bombilla Aspirador Televisión en color Secador Frigorífico 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.

INTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALES
3. La internalización de costes ambientales 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 This is opposite to the 16th Principle of Rio Declaration, which says (sezs)“ Who pollute pay” En el contexto actual hemos de potenciar mercados energéticos lo más trasparentes posibles en los que las transacciones respondan a asignaciones eficientes. En este sentido, es preciso incorporar los costes de los impactos ambientales en el precio de la energía (sexto programa de acción sobre el m.a. en la UE), cuando no se hubiere optado políticamente por impedir la actividad o el producto contaminante (como fue el caso, por ejemplo, de la gasolina con plomo en sept. 2002). También se deben incorporar los costes del suministro a largo plazo, en sus componentes de garantía de abastecimiento y de responsabilidad intergeneracional. De esta forma, los mercados energéticos asignarán más eficientemente los recursos y propiciarán un desarrollo sostenible. Según estimaciones de la AEM los costes externos de la energía eléctrica se sitúan en torno al 1-2% del PIB de la UE. INTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo energético sea sostenible

3. La internalización de costes ambientales
Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos GRADUALIDAD Y PRUDENCIA 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 Desafortunadamente, esta tarea tropieza con dos serias dificultades, la existencia de incertidumbres en la cuantificación de los costes medioambientales o de responsabilidad intergeneracional, ya que generalmente corresponden a bienes intangibles, y la implementación asimétrica de los mecanismos de internalización, que pueden crear distorsiones en el mercado. Por ello, el objetivo debe tomarse conceptualmente como referencia, pero ha de acometerse con gradualidad y prudencia. En el nuevo marco regulatorio energético, en el que prevalecen los principios de libertad de instalación y de contratación, el Estado no puede imponer directamente a los agentes más condiciones de protección del medio ambiente que las que normalmente se establecen en las declaraciones de impacto ambiental, que acompañan a las autorizaciones de las instalaciones (incorporan Comand and Control) y la planificación indicativa y vinculante a) Detección de ineficiencias del mercado de medio y largo plazo (garantía de suministro y medioambietales), dándoles además la posibilidad de anticipar las posibles consecuencias de la adopción de determinados mecanismos o incentivos de corrección de dichas ineficiencias. b) Permitir a los operadores acceder a una información homogénea de medio y largo plazo sin coste alguno, eliminando parcialmente el problema del acceso a la información asimétrica. El Real Decreto Legislativo 1.302/1986, de 28 de junio, el Real Decreto 1.131/1988, de 30 de septiembre y la Ley 6/2001, de 8 de mayo, que trasponen las Directivas del Consejo 85/337/CE y 97/11/CE. El RD 646/91,de 22 de abril, sobre limitación de agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, que trasponen la Directiva 88/609/CEE. Los RR.DD. 1613/1985; 1321/1922; 717/1987 y XX/2002; establecen normas de calidad del aire en lo referente a la contaminación por SO2, NOx, partículas y Pb. Aparte de estos instrumentos, si con posterioridad la presión de la conciencia ambiental de la sociedad se incrementa, se precisa imponer nuevas restricciones a los agentes. En los entornos liberalizados se suelen introducir mecanismos de tipo “indirecto”, con el fin de evitar en lo posible restricciones directas en el mercado. Por medio de estos mecanismos, se procura la internalización de los costes ambientales hasta el nivel que la sociedad demanda, sin interferir directamente en el funcionamiento de los mercados energéticos. a) Instrumentos de tipo fiscal, como los tributos, impuestos y tasas ambientales, asociados a la actividad de transformación potencialmente contaminante, a las emisiones de contaminantes, o al uso o consumo de energía. Estos instrumentos se complementan con deducciones, desgravaciones y subvenciones a las actividades menos contaminantes. En nuestro país, aparte del impuesto sobre el valor añadido, los productos petrolíferos y la electricidad soportan unos impuestos especiales, que incrementan de forma apreciable su precio aunque no puedan ser considerados imposiciones ambientales propiamente dichas. Además, en el ámbito de la UE existen propuestas de imposición energética que pueden ver la luz a medio plazo. b) Instrumentos de mercado, como son el comercio de derechos de emisión (SO2 ó CO2), las subastas de capacidad de energía renovables o los certificados verdes comercializables. c) Instrumentos de tipo económico, como los incentivos económicos financiados por los consumidores de energía que pretenden fomentar la transformación tecnológica favoreciendo las actividades con menor impacto medioambiental relativo, como pueden ser las primas a las energías renovables, a la cogeneración o a los programas de gestión de la demanda. Asimismo, se incrementa la información al consumidor (por ejemplo, proporcionando el mix de generación o las emisiones equivalentes asociadas; se informa sobre la eficiencia de los equipos de consumo o sobre sus curvas de carga) y se extiende la elegibilidad a la totalidad de ellos, permitiéndoles la libre elección de suministrador, lo que supone un enorme avance en el campo de la gestión de la demanda, ya que con ello, los consumidores pueden percibir directamente las señales de precio del mercado. El sexto programa de acción sobre el m.a. en la UE se propone una combinación de instrumentos: fiscales, incentivos económicos, revisión de las ayudas contrarias al uso eficiente y sostenible de la energía (comb. Fósiles y nuclear).

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

Ministerio de Economía Ministerio de Medio Ambiente
4.La regulación eléctrica y el medio ambiente Marco regulatorio español La Ley del Sector Eléctrico (1997) trata de GARANTIZAR: suministro calidad menor coste ESTRATEGIA ESPAÑOLA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Ministerio de Economía ESTRATEGIA ESPAÑOLA FRENTE AL CAMBIO CLIMÁTICO Análoga a la política energética de la UE con los tres objetivos: La seguridad de abastecimiento La liberalización y los mercados competitivos La protección del medio ambiente Los instrumentos y mecanismos que la Ley introduce para la consecución de este fin. 1. garantizar el suministro eléctrico Planificación indicativa y vinculante Libre instalación empresarial / Régimen reglado de autorización Retribución de la garantía de potencia Operación independiente del sistema 2. garantizar la calidad de dicho suministro Incentivos a la disponibilidad de las redes Retribución de la distribución vs. calidad 3. garantizar que se realice al menor coste posible: eficiencia económica (asociada a eficiencia energética) Competencia en las actividades liberalizadas: - mercado mayorista (organizado y contratos bilaterales físicos) . Separación vertical de actividades (jurídica y contable) . Limitaciones al incremento de cuota (limitación de la concentración horizontal) . Supervisión de la CNE - mercado minorista . Elegibilidad total 2003 . Empresas comercializadoras Eficiencia y trasparencia en las actividades reguladas Sistema tarifario eficiente: asignación de costes por nivel de consumo y tensión, con discriminación horaria e interrumpibilidad. La Ley 54/97: “… integrar progresivamente ….” La Evaluación de Impacto Ambiental Incentivos económicos a la producción en régimen especial (recargo del 7%) Incentivos económicos a los programas de gestión de la demanda (recargo del 0,25%) Dentro de ese marco nacional global, se enmarcan las tres Estrategias relacionadas con el tema que nos ocupa. ESTRATEGIA ESPAÑOLA DE DESARROLLO SOSTENIBLE Ministerio de Medio Ambiente sin olvidar el medio ambiente

Sistema de autorización de carácter reglado
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. 23

cogeneración energías renovables residuos Régimen especial
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: La generación en el mercado mayorista (organizado o contratos) Régimen especial Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen: Incorpora su energía excedentaria a la red ó a participan voluntariamente en el mercado Retribución: Precio Mercado + Prima NOTA: La prima la pagan todos los consumidores Régimen ordinario Instalaciones convencionales Térmicas Nucleares Hidráulicas Obligación de ir al mercado P>50MW Retribución: Precio Mercado cogeneración energías renovables residuos 24

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Eficiencia: Los consumidores en el mercado minorista (Empresa comercializadora – Consumidor elegible) 1998 1999 2000 2003 Julio Ene. Abr. Jul. Oct. 15 GWh 5 GWh 3 GWh 2 GWh 1 GWh Alta Tensión 700 clientes 26% de la energía del sistema clientes 43% energía clientes 52% energía clnt. 100% energía

Dado nuestro mix de generación, mejora la eficiencia energética
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación. Definiciones 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) 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

Experiencia positiva, pero insuficiente.
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación. 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 Episodios de escasez del suministro del 17 de diciembre de 2001, la aplicación de estos elementos regulatorios por parte del Operador del Sistema fue considerada muy eficaz en la minimización de sus efectos y consecuencias. programas de ahorro y eficiencia energética, como los que han acompañado los Planes Energéticos de las dos últimas décadas. Las ayudas del último Plan – 1991/2000 – alcanzaron cerca de MPTA y las inversiones sobrepasaron el billón de pesetas. Sus actuaciones se concentraron en cuatro áreas: Ahorro (en la industria, en el transporte y en el sector terciario), Sustitución (de productos petrolíferos por gas natural), Cogeneración (en los sectores del refino, químico y de alimentación) y Energías Renovables (promoción de mini-hidráulica, biomasa y fotovoltaica). Experiencia positiva, pero insuficiente.

Incentivos a programas de gestión de la demanda. 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) Consumidor para el que la electricidad es un servicio necesario (Demanda inelástica) Actuaciones: Coste medio 23 PTA/kWh (un año): 14 c€/kWh PYME-ENERGIA: 10 PTA/kWh en un año Admonclima: 6 PTA/kWh en un año Domoluz/Coveluz: 12 PTA/kWh en un año Electrodomo: 9 PTA/kWh en 10 años Bonca: 5 PTA/kWh en 10 años Incremento de la información: Actualmente se incluyen en las facturas a los clientes orientaciones sobre su consumo, bien comparándolo consigo mismo en otros periodos, o bien comparándolo con un rango de clientes de características semejantes: ahorros en consumos “prescindibles”. Garantía de origen de la energía renovable (energía verde y energía gris: julio 2004) concienciación medioambiental: ahorros de energía en consumos “imprescindibles”. Ya : EDUCA, GESTIÓN DE CONSUMOS U OPTIMIZACIÓN DEL PEQUEÑO COMERCIO. Iluminación eficiente.: ADMONLUZ, equipamiento eficiente (sustitución) en la iluminación de los edificios de uso público (centros docentes, sanitarios y de la administración pública) y del alumbrado público, así como la implementación de sistemas de regulación y control, y de sistemas de corrección de energía reactiva. DOMOLUZ, cuyo fin era la introducción de lámparas bajo consumo en el sector doméstico. COVELUZ, equipamiento eficiente y control en la iluminación de espacios comunes en las comunidades de propietarios Regulación de motores: La regulación de velocidad de motores eléctricos y en ocasiones, la sustitución por otros mas eficientes: PYME ENERGÍA. Otro objetivo: iluminación eficiente Bombas de calor: BOMCA - Sustitución de instalaciones de calefacción eléctrica directa (efecto joule) sin acumulación nocturna, por sistemas de bomba de calor en el sector doméstico; - Introducción en las PYMES de sistemas eficientes basados en la bomba de calor dirigidos a procesos industriales, climatización y agua caliente sanitaria; Electrodomésticos eficientes: A través del programa ELECTRODOMO. Actuaciones en edificios La Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo relativa al rendimiento energético de los edificios pretende adoptar directrices en la UE con el objetivo de fomentar el rendimiento de los edificios, teniendo en cuenta las condiciones climáticas exteriores y los requisitos climáticos interiores, las particularidades locales y la relación coste-eficacia. La referida propuesta de Directiva establece requisitos en relación con: a) el marco general en el que se inscribe la metodología común de cálculo del rendimiento energético integrado de los edificios; b) la aplicación de normas mínimas sobre rendimiento energético de los nuevos edificios; a) la aplicación de normas mínimas sobre rendimiento energético de grandes edificios existentes que sean objeto de reformas importantes; b) la certificación energética de edificios y, tratándose de edificios públicos, la exhibición de forma destacada de dicha certificación y de otra información pertinente; c) la inspección regular de calderas y sistemas centrales de aire acondicionado y, además, la evaluación completa de la instalación de calefacción cuyas calderas tengan una antigüedad superior a 15 años. Define dicha Directiva, entre muchas otras cuestiones, que los Estados miembros aplicarán una metodología de cálculo del rendimiento energético de los edificios basándose en el siguiente marco: 1. La metodología de cálculo del rendimiento energético de los edificios deberá integrar los siguientes aspectos: a) aislamiento térmico; b) instalación de calefacción y de calentamiento de agua; c) instalación de aire acondicionado; d) sistema de ventilación; e) instalación de iluminación; f) posición y orientación de casas y apartamentos; g) la calidad climática interior; h) elementos, productos o componentes cuyas características térmicas o energéticas estén certificadas de conformidad con la metodología adoptada en el marco de la “Directiva sobre los productos de construcción” (89/106/CEE) o con las normas nacionales cuando aún no existan normas europeas. 2. En el cálculo se tendrá en cuenta la incidencia positiva de los siguientes aspectos: a) sistemas solares u otros sistemas de calentamiento o producción de electricidad basados en fuentes de energías renovables; b) producción de electricidad mediante CHP y/o redes urbanas de calefacción. 3. A efectos de este cálculo los edificios deben clasificarse al menos en las siguientes categorías: a) casa unifamiliares de distintos tipos; b) edificios de apartamentos; c) oficinas; d) edificios destinados a la enseñanza; e) hospitales; f) hoteles y restaurantes; g) equipamientos deportivos; h) edifícios comerciales destinados a la venta al por mayor o al por menor. El consumo de energía eléctrica para calefacción es un uso ineficiente de los recursos energéticos originales (se precisa el cosnumo de 2 o 3 unidades para obterner 1). En Dinamarca, existe un fondo de ahorro de electricidad, finaciado por un impuesto al consumo, que permite al Gobierno conceder ayudas para que las viviendas con calefacción eléctrica puedan cambiarla por calefacción central o con gas natural. En realidad, son programas de ahorro.

Posibilidades de actuación de los consumidores 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) Consumidor para el que la electricidad es un input productivo (Demanda elástica) Servicios complementarios: la regulación terciaria a subir, con solo interrumpir todo o parte de su consumo (telecontrol y telemedida). Hasta el momento la regulación no ha permitido la participación de la demanda en este servicio. Se precisa suministrarlo en un máximo de 15 minutos. El Control de tensión, hasta ahora en trasporte (requiere una prestación mínima de carácter obligatorio y una prestación adicional voluntaria de carácter competitiva) Además los complementos tarifarios. La retribución de la garantía de potencia pretende compensar a los generadores marginales que ofrecen su energía en los períodos de punta del sistema, la parte de sus costes fijos que no se recuperan en dichos períodos, al tener que limitar sus ofertas por la regulación a un máximo de 18 céntimos de euro por kWh. En estas situaciones de demanda extrema y de proximidad a la escasez, el Operador del Sistema podría optar, por despachar una central marginal “ineficiente”, a la que se le viene retribuyendo su disponibilidad, o bien, por dar una orden de interrupción a determinados consumidores que voluntariamente acepten este servicio. Presencia activa en el mercado de la demanda

Aportaciones Retos Oportunidades Claves
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española de Desarrollo Sostenible EEDS 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: Principios: los 27 de Río (15 integración del m.a. en los procesos de desarrollo económico, precaución uso instrumentos, 16 internalización costes y bº m.a.) La Estrategia identifica los retos del desarrollo sostenible para poder afrontarlos... Innovación tecnológica. Envejecimiento de la población. Desequilibrios territoriales. Gestión sostenible del agua. Pobreza y exclusión social. Detecta aquellas oportunidades que debemos aprovechar... Dinamismo de la pequeña y mediana empresa. Mejora de las redes de infraestructuras. Nuevas tecnologías. Sociedad de la información. Concienciación ambiental de la sociedad. Y detecta también las aportaciones que podemos realizar para lograr un mundo más sostenible. Cooperando en el ámbito internacional. Afrontando los retos globales como el cambio climático. Exportando sostenibilidad. Aportando experiencias. Las claves sobre las que debe actuar son: Crecimiento económico, empleo y competitividad. Recursos naturales y biodiversidad. Formación, investigación e innovación tecnológica. Cohesión social y territorial. Cambio climático y contaminación atmosférica. Turismo sostenible. Residuos. Evaluará sus resultados desde un Observatorio Permanente. Sistematización de indicadores de sostenibilidad. Informes bienales de evaluación. La Estrategia es un instrumento vivo, que se revisará cada cinco años para adaptarse a los cambios sin perder continuidad. Aportaciones Retos Oportunidades Claves

Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC 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. REAL DECRETO 177/1998, DE 16 DE FEBRERO, POR EL QUE SE CREA EL CONSEJO NACIONAL DEL CLIMA. La estrategia española frente al cambio climático EECC, que se elaborará teniendo presente la información actual y las previsiones sobre las causas y las consecuencias del cambio climático en España, establecerá un conjunto de planes y programas... El se redefine Consejo Nacional del Clima (CCAA, locales, sociales, ONG, expertos, etc) El Oficina Española Cambio Climático (OECC)

Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC Emisiones totales España 1990: 235 Mt (CC.TT. 60 Mt) Emisiones totales España 2000: 309 Mt (CC.TT. 90 Mt <> 30% de las totales)

Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC 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

Asociaciones empresariales Representantes sociales
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE 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. Asociaciones empresariales Administraciones Técnicos Representantes sociales y … ¡ CIUDADANOS ! Colectivos locales

Reducción de la intensidad energética primaria del
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos directos Reducción de la intensidad energética primaria del 7,2 % Consumo base 2012 Ahorro anual Ahorro acumulado Energía final ktep ktep ktep Energía primaria ktep ktep ktep Económico - 3.000 M€ M€ Este ahorro anual de energía final se reparte: Ahorro anual: T 48%, I 24%, UD 24% Ahorro anual resto: 1000 ktep Intensidad energética primaria: 2000-> 240 tep /M€95 (190 a paridad de poder compra) 2012-> 220 tep /M€95 Consumo E. Final: 2000-> T: ktep, I: , UD: Total (base) 2012-> Total (base) Transporte 4.800 ktep Industria 2.300 ktep Edificación 1.700 ktep 90 %

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

Consecución de objetivos mediante: 26.000 M€
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos indirectos 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 CO2 Acumuladas: 190 Mt CO2 Económica: entre y M€ Inversión M€ Apoyo M€ Total T I UD TRA A 2000: T: 23%, I: 26% Y UD: 46% 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 Reducción de emisiones de CO2 Objetivo Kioto Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética Inversión M€ Apoyo M€ Total T I UD TRA A 2000: T: 23%, I: 26% Y UD: 46%

5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999) SPANISH PLAN FOR RENEWABLES 1998: 6,3% 2010: 12,3% Spanish Plan for RES Objective 2010 by Gross Energy Demand -Decreasing petrol, nuclear and coal - Significant increasing natural gas - Increasing RES

5.1. 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, 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

Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999) Inversiones necesarias : M€ ( MPTA) Subvenciones A la inversión Al tipo de interés Al combustible (biomasa) Incentivos fiscales Total ayudas públicas (PGE) (26% de la inversión) Total primas (tarifa eléctrica) TOTAL AYUDAS M€ ( MPTA)

5.1. 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, 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)

5.1. Evolución y planificación.

5.1. Evolución y planificación. 1.033 Instalaciones* 2.700 Instalaciones * Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario

5.1. Evolución y planificación. Potencia instalada cogeneración a : 5505 MW (eólica 4458 MW, hidro 1492 MW otros: 944MW Energía GWh: cogeneración estancada desde año 2000, repunte por incorporación al mercado en 2002

Objetivo de la Directiva:
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Objetivo de la Directiva: 29% en 2010

Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER,
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en 2010

5.1. Evolución y planificación. Situación a Septiembre 2003 ADVANTAGES To incorporate the environmental cost in the tariff To promote the technological change To enhance energy saving and efficiency Strong development in hydro, cogeneration and wind

Cogeneración 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación. Cogeneración

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

Eólica 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación. Eólica You can see the evolution of the installed capacity. The origin were mini hydro. After that the growing of cogeneration was very important. Then, in the last years the wing energy has been a spectacular growing .

5.1. Evolución y planificación. NO: Poner la genérica 57

5.1. Evolución y planificación. You can see the evolution of the installed capacity. The origin were mini hydro. After that the growing of cogeneration was very important. Then, in the last years the wing energy has been a spectacular growing .

Minihidráulica 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación. Minihidráulica

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

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

residuos y trat. residuos
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818/1998 Régimen especial Producción de instalaciones P<=50MW 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 P>50MW Retribución: Precio Mercado cogeneración energías renovables residuos y trat. residuos FÓRMAS VIGENTES DE RETRIBUCIÓN: RD 2818/1998: Precio mercado (lado demanda) + Prima + Complemento reactiva (ER) = PM + SS.CC + GdP + Prima + ER = Cogeneración Pequeñas plantas= 5+0,2+0,8+3,5+0,4 = 9,9 PTA/kWh Grandes plantras = 5+0,2+0, ,4 = 6,4 PTA/kWh Renovables =5+0,2+0, ,4 = 10,4 PTA/kWh Precio total (renovables) = 9,78 PTA/kWh RD 2366/1994: Facturación: Facturación básica + Complemento reactiva + Compelmento discriminación horaria – Abono por incumplimiento Pequeñas plantas= 8+0,4+2-0= 10,4 PTA/kWh Grandes plantras= 6+0,4+1,5-0= 7,9 PTA/kWh Renovables = 9+0,4+1 = 10,4 PTA/kWh RD 841/2002: Precio marginal energía + garantía potencia especial + Prima+ Incentivo (cogeneración) = PM+ GdP´+ INC = PM+ GdP´+ (INCb – Prima + sobr.gas)= Pequeñas plantas= 5+1,5+3,5+(3,5-3,5+0,1) = 10,1 PTA/kWh Grandes plantras= 5+1,5+ 0 +(2,5 – 0 +0,1) = 9,1 PTA/kWh Renovables = 5+1,5+4 = 10,5 PTA/kWh CONCLUSIONES: a) El incentivo a las renovables para que participen en el mercado (0,5 PTA/kWh) se ve anulado al no cobrar en él el complemento de reactiva (O,4 PTA/kWh) b) Se incentiva fuertemente a la cogeneración grande a participar en el mercado (1-2 PTA/kWh) 62

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5. 2 RD 2818
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2 RD Capítulo I. Ámbito de aplicación . NO: Poner la genérica 63

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5. 2. RD 2818
5. Regulación de la producción en régimen especial RD 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 (DGE:incluir accionistas) Acreditar características técnicas y de funcionamiento Las instalaciones a y d: Evaluación cuantitativa de los excedentes Rendimiento eléctrico equivalente entre [ %] 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% (<25 MW); >=50% (>=25 MW) En la empresa propietaria de la instalac. o en empresas que participan en >10% ¿Afectan a más CCAA > 50 MW? Solicitarlo y enviar información (técnica y requisitos) Antes, la información en una Memoria - resumen genérica (ahora solo para la DGE pide “socios”). Silencio negativo “en 6 meses” 64

5.2. RD Capítulo III. Condiciones de entrega Contrato con la empresa distribuidora: Contrato tipo similar a regulación anterior (5 años) La distribuidora está obligada a suscribir el contrato 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) 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 65

5.2. RD Capítulo III. Condiciones de entrega Conexión 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) 66

Obligación de compra de
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD Capítulo IV. Régimen económico RD 2818/98 Precio del Mercado + Prima Mercado Régimen ordinario Régimen especial Precio Mercado + Prima + c.reactiva ó Precio fijo (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

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5. 2. RD 2818
5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico Sep Precios mercado a efectos del Artículo 24 Mientras, los precios en el mercado organizado de producción que funciona desde el año 1998, no han visto, salvo episodios concretos, grandes oscilaciones, cerrando cada año como consecuencia del mecanismo de compensación de los llamados “costes de transición a la competencia, CTC” a valores próximos al de referencia de 6 pesetas/kWh (36 €/MWh), umbral por encima del cual los generadores con derechos pasados reconocidos no perciben CTC.

Precio medio horario final ponderado ene-sep 2003 = 3,803
5. Regulación de la producción en régimen especial RD Capítulo IV. Régimen económico Precios medios anuales en el mercado de producción 1998 1999 2000 2001 M. Diario 2,564 2,673 3,183 3,150 M. Intradiario -0,005 -0,008 -0,010 S.Complementarios 0,167 0,103 0,183 0,260 Garantía Potencia 0,766 0,75 0,556 0,459 TOTAL 3,492 3,518 3,912 3,859 U= c€/kWh 2002 3,889 -0,013 0,242 0,451 4,569 Precio medio horario final ponderado ene-sep 2003 = 3,803 Mientras, los precios en el mercado organizado de producción que funciona desde el año 1998, no han visto, salvo episodios concretos, grandes oscilaciones, cerrando cada año como consecuencia del mecanismo de compensación de los llamados “costes de transición a la competencia, CTC” a valores próximos al de referencia de 6 pesetas/kWh (36 €/MWh), umbral por encima del cual los generadores con derechos pasados reconocidos no perciben CTC.

5.2. RD Capítulo IV. Régimen económico Primas

5.2. RD Capítulo IV. Régimen económico Precio fijo

5.2. RD Coste previsto en 2003 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% 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 ADVANTAGES To incorporate the environmental cost in the tariff To promote the technological change To enhance energy saving and efficiency Strong development in hydro, cogeneration and wind

5. Regulación de la producción en régimen especial. 5. 3
5. Regulación de la producción en régimen especial 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-> energía sin garantía Mayor utilización de servicios complementarios y necesidades de reserva Mayor coste para el consumidor (coste de operación y desvíos) Problemas: Prima o precio fijo: riesgo para el regulador: Incertidumbres: por exceso Evolución exponencial de la eólica y volumen importante de solicitudes (25.000MW), por un marco regulatorio estable y favorable y la reducción de costes de inversión por defecto –biomasa- Dificultad presupuestaria en la tarifa. Imputación del coste de los desvíos en terceros. Nuestro mercado diario es un mercado de programas. El distribuidor debe programar su demanda neta (demanda bruta menos predicción del reg.especial). Si se incumple, se precisan SS.CC. De regulación más caros. Se le imputan sobrecostes derivados del rég. especial. Problemas para el operador del sistema y los gestores de red de distribución. (evacuación, inversión flujos de carga, fluctuaciones de potencia, desvíos, calidad de la onda) Periodo transitorio de 13 años (conviven dos sistemas) No se incentiva regulatoriamente el acceso al mercado ni el desarrollo de las herramientas de predicción. No se ha actualizado la normativa sobre conexión y procedimientos de operación.

5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones Plan de Fomento de las Energías Renovables y Documento de planificación: - El incremento de la potencia instalada será mayor en el caso de la eólica. 834 MW MW Solicitudes por MW: se superará el Plan. Causas: ESTABLE Marco regulatorio FAVORABLE - Apoyo de las Admones. y EE.EE. - Reducción de los costes de inversión.

Eólica: Soluciones técnicas para dar más firmeza a la energía.
5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones Eólica: Soluciones técnicas para dar más firmeza a la energía. 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

5. Regulación de la producción en régimen especial Problemas y posibles soluciones 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 Problemas: Prima o precio fijo: riesgo para el regulador: Incertidumbres: por exceso Evolución exponencial de la eólica y volumen importante de solicitudes (25.000MW), por un marco regulatorio estable y favorable y la reducción de costes de inversión por defecto –biomasa- Dificultad presupuestaria en la tarifa. Imputación del coste de los desvíos en terceros. Nuestro mercado diario es un mercado de programas. El distribuidor debe programar su demanda neta (demanda bruta menos predicción del reg.especial). Si se incumple, se precisan SS.CC. De regulación más caros. Se le imputan sobrecostes derivados del rég. especial. Problemas para el operador del sistema y los gestores de red de distribución. (evacuación, inversión flujos de carga, fluctuaciones de potencia, desvíos, calidad de la onda) Periodo transitorio de 13 años (conviven dos sistemas) No se incentiva regulatoriamente el acceso al mercado ni el desarrollo de las herramientas de predicción. No se ha actualizado la normativa sobre conexión y procedimientos de operación.

5.3. 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 > 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.

5.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Desarrolla tres artículos del RD Ley 6/2000 sobre: Artículo 17: Incentivación de participación voluntaria de instalaciones > 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. 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/ 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

5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas Criterios Normativos en los que se basa la metodología de primas propuesta por la CNE

Características Generales Características Específicas
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas 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 Criterios principales PRIMA PRECIO INCENTIVO COSTE REAL PLANIFICACIÓN PROGRAMA COSTE RECONOCIDO

5.4. Propuestas normativas. Sistema 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 El 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)

5.4. Propuestas normativas. Energía verde Posibilidades: El 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. El 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.

5.4. Propuestas normativas. Mejora de la regulación de la cogeneración Puntos de posible 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

_ _ _ + + + Incorporación de la energía a la red y
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (1) Existen tres sistemas alternativos de retribución: Incorporación de la energía a la red y Precio fijo _ _ _ Calidad de la energía 2. Incorporación de la energía a la red y Precio de mercado (de la demanda) + Prima Calidad ambiental Riesgo promotor Ingresos promotor 3. Participación en el mercado y Precio de mercado (de la oferta) + Prima (incentivo adicional 0,3 c€/kWh + S.C.) ADVANTAGES To incorporate the environmental cost in the tariff To promote the technological change To enhance energy saving and efficiency Strong development in hydro, cogeneration and wind + + +

Ventajas de los sistemas 1 y 2 :
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (2) 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) ADVANTAGES To incorporate the environmental cost in the tariff To promote the technological change To enhance energy saving and efficiency Strong development in hydro, cogeneration and wind

Solución a los problemas de los sistemas 1 y 2:
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (3) 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 Actualmente un 3% de la energía casada en el mercado diario pertenece a instalaciones de cogeneración ADVANTAGES To incorporate the environmental cost in the tariff To promote the technological change To enhance energy saving and efficiency Strong development in hydro, cogeneration and wind

www.cne.es 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.5. Resumen Actualmente un 3% de la energía casada en el mercado diario pertenece a instalaciones de cogeneración ADVANTAGES To incorporate the environmental cost in the tariff To promote the technological change To enhance energy saving and efficiency Strong development in hydro, cogeneration and wind

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos
Referencias europeas de carácter ambiental Mecanismos directos. Command and control. 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). 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 los efectos DIRECTOS e INDIRECTOS de un proyecto Información pública. 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. Declaración de impacto ambiental que acompaña a las autorizaciones de las instalaciones. En ellas, previo a un trámite de audiencia pública, la administración ambiental analiza la viabilidad de la instalación desde este punto de vista, formulando las actuaciones correctoras que considera necesarias, e imponiendo una serie de condiciones para la construcción, la explotación y el cierre de la instalación. Es de destacar la imposición de valores límites de emisión e inmisión de contaminantes atmosféricos. El Real Decreto Legislativo 1.302/1986, de 28 de junio, el Real Decreto 1.131/1988, de 30 de septiembre y la Ley 6/2001, de 8 de mayo, que trasponen las Directivas del Consejo 85/337/CE y 97/11/CE. El RD 646/91,de 22 de abril, sobre limitación de agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, que trasponen la Directiva 88/609/CEE. Los RR.DD. 1613/1985; 1321/1922; y 717&1987; establecen normas de calidad del aire en lo referente a la contaminación por SO2, NOx, partículas y Pb. EIA (i-ai-ei) (17th Principle of Río Declaration) Annex I: Mandatory Anexo II : Otros proyectos no incluidos en el Anexo I. Instalaciones industriales para la extracción de combustibles. Almacenamiento de gas natural, combustibles fósiles y residuos radiactivos. Instalaciones para la producción de energía hidraúlica y parques eólicos. Información suministrada por el promotor: Descripción del proyecto y de las alternativas. Principles alternativas estudiadas y razones de la elección. Un resumen no técnico.

Referencias europeas de carácter ambiental Mecanismos directos. Command and control. 2. DIRECTIVA 2001/80/CE: Limitación de emisiones a la atmósfera de contaminantes (SO2, NOx, partículas) procedentes de GIC * que modifica la Directiva 88/609/CEE, de 24 de Noviembre GIC existentes: antes de 1 de julio de 1987. 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) GIC nuevas: después de 1 de julio de 1987. 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 Informe de la Comisión antes de 2005 A very known command and control mechanism is to set emission limits. 2001 Directive on ..... 1988 Directive, did not include gas turbine and emissions limits between 50 – 100 MW th. An amend in 1994 set these limits. 2001 Directive have included these. (exceptions) (vaiability) (> graiter than) Before 2005 EU Commission must make a report to the EU Parliament and the EU Council. In 2008 the 1988 Directive will be abolish (abalicht). States can: Establish stricter emission limits or stricter time period for reduction. Include other pollutants. Impose other complementary requirements. To adapt the limits to the technical progress . Closing an installation does not imply the increase of total emissions of the rest of the installations. Installations equipped (equipd) with mixed boilers ((calculeited) average limit from individual limits) *GIC: Grandes Instalaciones de Combustión ( > 50 MW)

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control. 3. DIRECTIVA 2001/81/CE: Techos nacionales de emisión para ciertos contaminantes atmosféricos. Limitar las emisiones de SO2, NOx, VOC y NH3, para reducir la lluvia ácida (-50%) y ozono atmosférico (-66% salud). Con ello se reduce la eutrofización del sueloN2 (-30%). Se fijan techos nacionales de emisión en 2010 y 2020. Carga 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. Other emission limits is set in the Directive about ... atmosfier- O3: Ouson – siling – SO2 and NOx: will be reducing 50% (over critical load) from 1990 VOC: volatile organic compounds NH3: ammonia Eutrofization of the soil: Among of Nitrous Nutrient (over critical load) will be reducing 30% from 1990. Critical load: exposition to some pollutants without pernicious effects. Mesars – plann- EEA: Environmental European Agency complaiance Cooperation between countries for information exchange and scientific development. ...

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control. 4. DIRECTIVA 96/61/CE: Prevención y control integrados de la contaminación. Establece 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). La Directiva está enfocada a las instalaciones industriales con alto potencial de contaminación: instalaciones nuevas (ahora) y existentes (30 de octubre de 2007). Información pública en el procedimiento de autorización. The last command and control mechanism is the IPPC Directive: ... Mesar – jul – subtansial- There is the obligation is to achieve the level of emissions that BAT allow. Annex of the Directive: Categories of industrial activities. Other Directives with relation ship of this. Main polluting substances to be taken into account. Aspects that must be considered to determine the BAT.

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control. 5. DIRECTIVA: fomento del uso de biocombustibles para transporte. Objetivo: establecer un porcentaje mínimo de biocombustibles para sustituir diesel o gasolina para transporte. Se 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 % 2005 2 2006 2,75 2007 3,5 2008 4,25 2009 5 2010 5,75 Potenciar la penetración de los biocombustibles en el sector trasporte, como alternativa al incremento de la fiscalidad. La introducción de biodiesel, obtenido a partir de aceites vegetales de bajo coste ayudaría a cumplir los compromisos de nuestro país respecto a la limitación de gases con efecto invernadero, y además contribuiría al desarrollo agrícola, con la promoción de cultivos agroenergéticos

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Command and control. 6. DIRECTIVA 2002/91/CE: eficiencia energética de los edificios. El 40,7% de la demanda total de energía es utilizada en los sectores residencial y de servicios, principalmente para calefacción. Se 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. Principal aspects: Establishment of a common methodology for calculating the integrated energy performance of buildings. Compliment of minimum standards in new buildings. Compliment of minimum standards in existing buildings with a surface area over m2 which are being renovated. Establishment of a energy certification system. Inspections of boilers and heating/cooling installations carried out by qualified and independent people.

RESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZO
Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Planificación ANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética. AHORA Objetivos: Garantizar suministro. Minimizar impactos ambientales y cumplir objetivos políticos. Analizar el posible ejercicio del poder de mercado a largo plazo. Resultados: 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 En el nuevo marco regulatorio los Estados no pueden ni deben renunciar a la planificación energética, ya que los mercados energéticos por sí solos y con su visión a corto plazo no son capaces de corregir sus propias ineficiencias o fallos, como por ejemplo, los referidos a la garantía de suministro o la no consideración de los impactos ambientales. En el nuevo marco regulatorio, la planificación habrá de tener un carácter indicativo (planificación indicativa), a diferencia de la planificación tradicional, con ventajas tanto para los reguladores como para los agentes. Sus objetivos serían: a) Posibilitar a los reguladores la detección de ineficiencias del mercado de medio y largo plazo, dándoles además la posibilidad de anticipar las posibles consecuencias de la adopción de determinados mecanismos o incentivos de corrección de dichas ineficiencias. b) Permitir a los operadores acceder a una información homogénea de medio y largo plazo sin coste alguno, eliminando parcialmente el problema del acceso a la información asimétrica. Además, la planificación indicativa se ha completar con la planificación vinculante para el desarrollo de las infraestructuras de transporte que son necesarias para el abastecimiento de la demanda.

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Planificación 7. DIRECTIVA 2001/77/CE: Fomento de la electricidad producida con energías renovables. Objetivo: incrementar la participación de las energías renovables en la producción de electricidad y crear las bases para el mercado eléctrico interno. Mecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento de objetivos y la eficiencia económica de cada mecanismo. Informes EM: Objetivo indicativo de ER en % de demanda eléctrica y medidas. Cumplimiento de objetivos indicativos y de medidas tomadas (cada 2 años) Garantía de origen: 27 octubre 2003 Supervisado por un organismo independiente Especificará el origen, fecha, lugar y capacidad Reconocida por todos los Estados Miembros. Medidas administrativas para autorización, conexión a la red. 12% del consumo de energía primaria 2010 22,1% del consumo de electricidad We will speak now about RES Possibility of priority access to the grid. complaian

Referencias europeas de carácter ambiental. 1. Mecanismos directos. Planificación 8. PROPUESTA DE DIRECTIVA: Fomento de la cogeneración basada en el uso de la demanda de calor en el mercado interior de la energía. Objetivo: incrementar la participación de la cogeneración basada la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía (según criterios de eficiencia energética) Potencial en cada país Informes de la Comisión Europea: sobre eficiencia económica de cada mecanismo. Potencial (ahorro de energía primaria) y eficiencia de referencia. Informes EM Barreras Medidas tomadas sobre acceso a la red. Garantía 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. Medidas administrativas para autorizar y conectarse a la red. We will speak now about RES Possibility of priority access to the grid. complaian

Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos
Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. Fiscal 9. DIRECTIVA: Imposición de productos energéticos. Para completar los impuestos indirectos sobre los hidrocarburos, el carbón, el gas natural y la electricidad. Los niveles de imposición que apliquen los Estados, no pueden ser inferiores a los niveles mínimos establecidos en esta Directiva. Ámbito de aplicación: Combustibles 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: > 359 €/1000 l en 2004 España ahora 396 Gasoleo: > 302 (2004) -> 330 €/1000 l en 2010 España ahora 294 Gasoleo profesional 245 -> 302 (2010) -> 330 €/1000 l en 2012 Consumo de electricidad: 1€/MWh (industria 0,5 €/MWh) a) Instrumentos de tipo fiscal, como los tributos, impuestos y tasas ambientales, asociados a la actividad de transformación potencialmente contaminante, a las emisiones de contaminantes, o al uso o consumo de energía. Estos instrumentos se complementan con deducciones, desgravaciones y subvenciones a las actividades menos contaminantes. En nuestro país, aparte del impuesto sobre el valor añadido, los productos petrolíferos y la electricidad soportan unos impuestos especiales, que incrementan de forma apreciable su precio aunque no puedan ser considerados imposiciones ambientales propiamente dichas. Además, en el ámbito de la UE existen propuestas de imposición energética que pueden ver la luz a medio plazo[1]. [1] Propuesta de Directiva de imposición de productos energéticos, de marzo de 1997 (COM final)

Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. De mercado. 10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (I). Gases de efecto invernadero: CO2, CH4, N2O, HFC, PFC y SF6. El Protocolo de Kyoto estableció 3 mecanismos flexibles para reducir las emisiones de forma económicamente eficiente (JI, CDM, ET). Ámbito de aplicación: Actividades energéticas: Instalaciones de combustión > 20 MWt, refinerías Producción y transformación metales férreos Industrias minerales Otras actividades Permiso: 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) Derecho: Derecho a emitir 1 t de CO2. Puede ser transferido en el ámbito comunitario. GHG: greenhouse gases are these 6 gases. (rifineris) Allowances entitle (entaitel) the holder to emit a ton of carbon dioxide equivalent during a specified period. The allowances could be transferable. Permits are an authorization to emit GHG. The authorities grant a GHG permit that sets an obligation to hold allowances equal to the actual emissions. We can see how the system works with a example: The authorities grant 80 Permits to a installation. But it emits 100. Then it has tree possibilities: To reduce its productions (its activity) To change the technology in order to be more efficient. To buy 20 allowances in the market. The decision will be the most cost-effective for it. The total emission, set by the authority, will be less.

Referencias europeas de carácter ambiental. 2. Mecanismos indirectos. De mercado. 10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (II). Plan 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 Calendario: 2005: Posiblilidad de asignación gratuita 85% y subasta 5% 2008: Posiblilidad de asignación gratuita 90% y subasta 10% Registro nacional de derechos de emisión. La Comunidad puede celebrar acuerdos con terceros países para lograr el reconocimiento de los derechos de emisión. More information. Permits shall contain the name and address of the operator, a description of the activities and emissions from the installation, monitoring requirements, reporting, requirements and an obligation to surrender allowances equal to the total emissions of the installation. National registries: in order to ensure the control of the issue, holding, transfer and cancellation of allowances. The national registry shall contain separate accounts to record the allowances held by each person. Ventajas: Minimización de costes. Flexibilidad para adoptar instrumentos nacionales. Ausencia de incertidumbre en la consecución de objetivos. Se incentiva la I+D. Se pueden incorporar objetivos de equidad a través de la asignación inicial. Se incentiva la transferencia de tecnología. Inconvenientes: Dificultades de comprobación. Posible falta de eficiencia del mercado. Incertidumbre cobre el coste.

Comercio de certificados verdes (I).
Referencias europeas de carácter ambiental Mecanismos indirectos. De mercado. Comercio de certificados verdes (I). En teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más eficiente. Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes: Electricidad Certificados El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores). El mercado fija el precio. The cost of the certificate must reflect the support that energy from RES needs in each moment. We can see how the system works with a example: The authorities set the yearly quota of RES for reatilers (riteilers) (i.e. 5%). Then they have two possibilities: To invest in RES plants to obtain this quota To buy certificates in a secondly market and to by electricity in the spot market. The decision will be the most cost-effective. The quota set by the authority, will increase in the future.. We will review later the diffrent TGC schemes which will be adopte in the EU countries. Certificate Market Electricity Market Customers (electricity) (certificate) E C

Referencias europeas de carácter ambiental Mecanismos indirectos. De mercado. 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. Instrumentos de mercado, como son el comercio de derechos de emisión (SO2 ó CO2), las subastas de capacidad de energía renovables o los certificados verdes comercializables. We can see how the system works with a example: The authorities set the yearly quota of RES for reatilers (riteilers) (i.e. 5%). Then they have two possibilities: To invest in RES plants to obtain this quota To buy certificates in a secondly market and to by electricity in the spot market. The decision will be the most cost-effective. The quota set by the authority, will increase in the future.. We will review later the diffrent TGC schemes which will be adopte in the EU countries.

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