REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES.

(1)

REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES.

CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES

(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

(3)

3

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.

1. El desarrollo energético sostenible. Consumo de energía.

(4)

Demanda eléctrica (anual).

(5)

Demanda eléctrica (mensual).

(6)

Demanda eléctrica (diaria).

(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

DESARROLLO DESARROLLO ECONÓMICO ECONÓMICO DESARROLLO DESARROLLO ECONÓMICO ECONÓMICO

DESARROLLO DESARROLLO

AMBIENTAL AMBIENTAL DESARROLLO DESARROLLO

AMBIENTAL AMBIENTAL

DESARROLLO DESARROLLO

SOCIAL SOCIAL DESARROLLO DESARROLLO

SOCIAL SOCIAL

1. Desarrollo Energético Sostenible El desarrollo sostenible

(8)

-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

EFICIENCIA EFICIENCIA ECONÓMICA ECONÓMICAEFICIENCIA EFICIENCIA ECONÓMICA ECONÓMICA

COMPATIBILIDAD COMPATIBILIDAD

AMBIENTAL AMBIENTAL COMPATIBILIDAD COMPATIBILIDAD

AMBIENTAL AMBIENTAL

SEGURIDAD DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO ABASTECIMIENTOSEGURIDAD DESEGURIDAD 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.

(9)

Central térmica

carbón/petróleo/ gas natural

2. Los impactos ambientales. Generación.

(10)

Las centrales térmicas tienen impactos ambientales.

Son responsables de:

68% de emisiones totales de SO₂

Lluvia ácida 23% de emisiones totales de NO_x

90% de emisiones de NO_xprocedentes 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

*GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)

(11)

Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicas Estimación hasta 2006

0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

kt CO2

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

kt NOx, SO2 y partículas

CO2 SO2 NOx Partículas

(12)

Emisiones de CO2 en GIC. Año 2001.

Fuel / Gas 16%

Carbón de Importación

18%

Lignito Pardo 18%

Lignito Negro 8%

Hulla + Antracita

40%

Emisión de CO2 por sectores.

Transporte 39%

Otros

10% Energía

29%

Manufactura y construcción

22%

Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31/12/01).

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

J.Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes Vandellós II

Trillo Capacidad ocupada Capacidad libre

REINO UNIDO IRLANDA 2,6

3,3

BÉLGICA 3,6

DINAMARCA 3,1

SUECIA 1,9

FINLANDIA 3,5 HOLANDA

3,5

FRANCIA 2,0

PORTUGAL 1,6

ESPAÑA

2,1 ITALIA

2,3 AUSTRIA

2,3 ALEMANIA

3,0

GRECIA 2,8

Índice de emisión de CO₂por habitante en los países de la UE

LUXEMBURGO 3,7

0 a 2 tC/hab/año 2,1 a 2,5 tC/hab/año 2,6 a 3 tC/hab/año 3,1 o más tC/hab/año

REINO UNIDO IRLANDA 2,6

3,3

BÉLGICA 3,6

DINAMARCA 3,1

SUECIA 1,9

FINLANDIA 3,5 HOLANDA

3,5

FRANCIA 2,0

PORTUGAL 1,6

ESPAÑA

2,1 ITALIA

2,3 AUSTRIA

2,3 ALEMANIA

3,0

GRECIA 2,8

Índice de emisión de CO₂por habitante en los países de la UE

LUXEMBURGO 3,7

0 a 2 tC/hab/año 2,1 a 2,5 tC/hab/año 2,6 a 3 tC/hab/año 3,1 o más tC/hab/año

(13)

2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución

(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.

(15)

(16)

Bombilla Aspirador Televisión en color

Frigorífico Secador

2 V/m 16 V/m 30 V/m 40 V/m 50 V/m

Valores de los campos eléctricos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente.

(17)

(18)

Bombilla Aspirador Televisión en color

Frigorífico Secador

0.5 - 2 μT 2 - 20 μT 0.04 - 2 μT 0.1 - 10 μT 0.07 - 0.3 μT 5 - 20 mG 20 - 200 mG 0.4 - 20 mG 1 - 100 mG 0.7 - 3 mG

Valores de los campos magnéticos de los electrodomésticos, medidos a 30 cm. de la fuente.

(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

INTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALESCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo

energético sea sostenible 3. La internalización de costes ambientales

(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 Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes

Implementación asimétrica de los mecanismos Implementación asimétrica de los mecanismos

GRADUALIDAD Y PRUDENCIA GRADUALIDAD Y PRUDENCIA

3. La internalización de costes ambientales

(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, SUE AUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL

3. La internalización de costes ambientales

(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

(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.

(24)

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

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: La generación en el mercado mayorista (organizado o contratos)

(25)

1998 1999 2000

15 GWh 5 GWh3 GWh 2 GWh 1 GWh Alta Tensión Ene. Abr. Jul. Oct.

700 clientes

26% de la energía del sistema

10.000 clientes 43% energía

65.000 clientes 52% energía

Julio

2003

22.000.000 clnt.

100% energía

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente

Eficiencia: Los consumidores en el mercado minorista

(Empresa comercializadora – Consumidor elegible)

(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)

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

(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 (200.000 MPTA ó 1.202 M€):

ahorro, sustitución, cogeneración y renovables 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente

Demanda: Posibilidades de actuación.

Experiencia positiva, pero insuficiente.

(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)

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.

(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)

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

(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:

Estrategia Española de Desarrollo Sostenible EEDS

Retos

Retos OportunidadesOportunidades

Aportaciones Aportaciones

Claves Claves

(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.

Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC

(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)

Spain

200.000 250.000 300.000 350.000

Total National Emissions Kyoto target: 1990 + 15%

Gg CO₂

(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

0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000

kt CO2

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

kt NOx, SO2 y partículas

(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

(35)

Reducción de la intensidad energética primaria del

Consumo base 2012

Ahorro anual

Ahorro acumulado 2004 - 2012 Energía final 136.000 ktep 10.000 ktep 42.000 ktep Energía primaria 180.000 ktep 16.000 ktep 70.000 ktep

Económico - 3.000 M€ 13.000 M€

7,2 %

Transporte 4.800 ktep

Industria 2.300 ktep

Edificación 1.700 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

(36)

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos directos

0,2 0,21 0,22 0,23 0,24 0,25 0,26

1990 2002 2012

tep/miles €95

Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas

Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética

(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 CO₂

• Acumuladas: 190 Mt CO₂

• Económica: entre 2.000 y 6.000 M€

Consecución de objetivos mediante: 26.000 M€

Inversiones asociadas: 24.000 M€

Subvenciones públicas: 2.000 M€

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos indirectos

(38)

4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España EEEE. Objetivos indirectos

0 100 200 300 400 500

1990 2002 2012

Mt CO2

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

(39)

Consumo de energía primaria en España

54,1%

10,4% 13,5% 15,5%

49,8%

17,0%

12,2%

4,0% 8,4%

2,3% 2,0%

10,3%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

petroléo gas natural nuclear hidráulica>10MW otras renovables carbón

% s/total

1998 (114 Mtep) Escenario previsto por Plan (135 Mtep)

1998: 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.

5.1. Evolución y planificación.

Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

(40)

Previsión 2010:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico (58 MW en 1998, 1.844 MW en 2010)

- Se multiplica por 10 la eólica

(837 MW en 1998, 8.977 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, 2.260 MW en 2010) - Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 271 MW en 2010) - Desarrollo de biocarburantes

(41)

Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA) Subvenciones

A la inversión 532

Al tipo de interés 592

Al combustible 354

(biomasa)

Incentivos fiscales 987

Total ayudas públicas (PGE) 2.468 (26% de la inversión)

Total primas (tarifa eléctrica) 2.609

TOTAL AYUDAS 5.077 M€ (845.000 MPTA)

(42)

Previsión 2011:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico (58 MW en 1998, 3.176 MW en 2011 (PFER 1.844)) - Se multiplica por 15 la eólica

(837 MW en 1998, 13.000 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, 2.380 MW en 2011 (PFER 2.260)) - Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 262 MW en 2011 (PFER 271)) -Cogeneración

El documento de planificación (Septiembre 2002)

(43)

Evolución de la pote nci a instal ada e n Régimen Especial en Espa ña.

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Cogeneración Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat.Residuos Fotovoltaica

(44)

Evol ución anual de la poten cia i nstalada en ré gime n ordi nario y especial pe ninsula r.

2% 3% 4% 5% 6% 7%

8% 9%

12%

14%

17%

19%

21%

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Total R.Ordinar io Total R. Especialesp % R. Especial/Total

(45)

Potencia instalada en régimen ordinario y especial peninsular a 31/12/2002

7.816

11.565

10.288

5.505

4.458

1.492

944 16.586

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000

MW

R.Ordinario (46 GW)

R.Especial (12 GW)

1.033 Instalaciones*

2.700 Instalaciones

(46)

Evol ución anual de la dema nda bruta y la e nergía ve ndida por el régimen especial peninsul ar.

1%

2% 3%

4%

6% 6%

9%

10%

11%

13% 14%

15%

17%

0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GWh

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

Demanda bruta peninsular R.Especial peninsular % R.Especial/Demanda

(47)

Evolución del Ré gime n Espe cial en Espa ña.

35.740

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GWh

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

Cogeneración Distribuidor Cogeneración Mercado Eólica

Hidr áulica Biomasa Residuos

(48)

Evolución de la energía vertida por el Régimen Especial en España.

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GWh

2000 1999 1998 2002 2001

(49)

Evoluci ón de la partici pación que repre se ntan las ene rgías re nova bles sobre la de manda en España .

22.194 39.542 37.692

19% 20%

15%

18% 19%

15%

26%

22% 22%

16%

18%

24%

16,5%

0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GWh

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

DEMANDA_GWh HIDRÁULICA R.O. RENOVABLES Renovables/Demanda

Objetivo de la Directiva:

29% en 2010

(50)

2002/01 ktep. Estruct. (%) ktep. Estruct. (%) ktep. Estruct. (%) %

CARBON 21.635 17,3 19.528 15,3 22.888 16,6 17%

PETROLEO 64.663 51,7 66.721 52,2 67.611 51,1 1%

GAS NATURAL 15.223 12,2 16.405 12,8 18.757 14,2 14%

NUCLEAR 16.211 13,0 16.602 13,0 16.422 12,4 -1%

RENOVABLES 6.990 5,6 8.377 6,55 7.096 5,40 -15%

HIDRAULICA 2.534 2,0 3.528 2,8 1.980 1,5 -44%

OTRAS ENERGIAS RENOVABLES 4.456 3,6 4.849 3,8 5.116 3,9 6%

SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.) 382 0,3 297 0,2 458 0,3

TOTAL 125.103 100,0 127.931 100,0 133.232 100,0 4%

ktep:kilotoneladas equivalentes de petróleo.

Consumo de energía primaría en España.

2000 2001 2002

Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en 2010

(51)

TECNOLOGIA MW NºINST

COGENERACIÓN 5.647 845

SOLAR 5,80 796

EÓLICA 5.123 278

HIDRÁULICA 1.510 858

BIOMASA 331 49

RESIDUOS 436 31

TRAT.RESIDUOS 342 30

Total general 13.396 2.887

5.1. Evolución y planificación. Situación a Septiembre 2003

(52)

Evolución de la potencia instalada de cogeneración.

4 4 4

108 171 308 524 642

840 932 986 1.009

286 513 564

797 987

1.168 1.510

1.748 2.222

2.571 3.217

3.596

1.022 3.820

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Otros Gasoil Fuel Oil Gas natural

 

 ^

  

    



 



 



 



  



 



 



   

 

  

 



 

  _



 



 



  ^

 ^



 



 

 



   



 

  

 



 

    



^



P l a n t a s d e c o g e n e r a c i ó n : A Ñ O 2 0 0 0 A Ñ O 2 0 0 1

5 M W 2 5 M W 1 0 0 M W 

^



P l a n t a s d e c o g e n e r a c i ó n : A Ñ O 2 0 0 0 A Ñ O 2 0 0 1

5 M W 2 5 M W 1 0 0 M W

(53)

Evol ución e i ncremento anual de la potencia total insta lada en cogene ra ción.

224

1.000

409 724

493

356 597 648

1.150 1.441 1.759

2.350

2.728

3.728 4.221

4.945

5.355 5.579

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Cogeneración Incremento sobre el año anterior Total Cogeneración

(54)

Planta de Toledo PV (1MW)

Año 2001 Año 2002

(55)

Evolución anual del número de instalaciones fotovoltaicas

146 351

0 100 200 300 400 500 600

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Fotovoltaica Incremento sobre el año anterior Evolución e incremento anual de la potencia

instalada fotovoltaica

1,823 2,310

1 1,0891,1181,333 3,155

5,465

0 1 2 3 4 5 6

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 FV Incremento sobre el año anterior Total FV

(56)

Año 2002 Año

2001 Año

2002 Año

2001

(57)

Evolución anual de la potencia instalada eólica

687

704

1.133

1.219

2 3 33 34 41 98 227 420

838

1.524

2.228

3.361

4.580

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Eólica Incremento sobre el año anterior Total Eólica

(58)

(59)

Año 2001 Año 2002

P < 10MW

P > 10MW

(60)

Año 2001 Año 2002

Biomasa primaria: recursos naturales y plantaciones

Biomasa secundaria: lodos, estiércoles, biogás, biocombustibles..

(61)

RSU y RSI Tratamiento y Reducción:

Año 2001

(62)

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

5.2. RD 2818/1998

(63)

RD2818 Instalaciones de producción eléctrica con P<= 50 MW RD2366 a Autoproductores que utilicen cogeneración u otras formas de producción térmica

a.1 Central de cogeneración d

a.2 Central que utiliza energía residuales sin finalidad producción eléctrica e b Instalaciones que utilicen renovables no consumibles

b.1 Fotovoltaica (y solar térmica) a

b.2 Central eólica a

b.3 Centrales que utilicen geotérmica, olas, rocas calientes a

b.4 Centrales hidroeléctricas P< 10MW f

b.5 Centrales hidroeléctricas 10MW <P<50MW f (>10MVA) b.6 Centrales que utilicen biomasa primaria (cultivos energ. y recursos nat.) b

b.7 Centrales que utilicen biomasa sec.(tr.b.1ª.biocom.estierc, lodo, resid.agr.for.) b b.8 Centrales que ulilicen b.6 o b.7 junto con otros combustibles (<50%) b

b.9 Centrales mixtas de anteriores b

c Instalaciones que utilicen residuos

c.1 Centrales que utilicen residuos urbanos b

c.2 Centrales que utilicen otros residuos b

c.3 Centrales que ulilicen c.1 o c.2 junto con otros combustibles (<50%) b d Instalaciones de trat. y reduc. de residuos agrícolas, ganaderos y de servicios (P<=25 MW)

d.1 Instalaciones de tratamiento de purines d.2 Instalaciones de tratamiento de lodos

5.2 RD 2818. Capítulo I. Ámbito de aplicación .

(64)

 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 [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% (<25 MW); >=50% (>=25 MW)

– En la empresa propietaria de la instalac. o en empresas que participan en >10%

5.2. RD 2818. Capítulo II. Procedimiento de inclusión.

(65)

 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

5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega

(66)

 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)

5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega

(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

5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico

(68)

Sep 2003. Precios mercado a efectos del Artículo 24

www.omel.es

(69)

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 -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