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02 | 02 | 10
Perspectiva de la tarifa eléctrica
COEIC
Dirección de Regulación
Endesa es un gran operador multinacional en electricidad y gas
Negocio principal electricidad y gas
▪Empresa líder en el sistema ibérico
▪La primera multinacional eléctrica privada de
América Latina
Presencia en toda la cadena de valor de electricidad y en el
negocio del gas
Presencia Endesa
▪ Empresa española
▪ Sede y centro de decisión en Madrid
▪ Cotizada en España
▪ Presencia en 10 países
▪ Potencia instalada: 39 GW
▪ Producción: 147 TWh
▪ Clientes: 24 millones
▪ Empleados: 27 mil
Nota: Datos a cierre 2008 pro-forma (post desinversión activos a Acciona e incorporando ESB)
Accionariado: 92% Enel, 8% “free-float”
Endesa está entre las principales empresas eléctricas europeas en capacidad de generación instalada, número de clientes eléctricos y EBITDA
1 Estimando incorporación activos desinvertidos por Endesa durante todo el año2 Incorporando Energy East durante todo el añoNota: Datos 2008 + estimación de últimos movimientos corporativos. Los datos de Enel incluyen el 100% de Endesa (post desinversión activos a
Acciona e incorporando ESB)
FUENTE: Estimación propia
Suez-GDF 68
E.On1 74
Enel
(con Endesa) 94
EdF 138
GN+UF 17
EDP 18
Endesa 39
Vattenfall-Nuon 40
Iberdrola2 43
RWE-Essent 51
Capacidad instaladaGW
8
9
9
EdF 44
Enel
(con Endesa) 61
Vattenfall-Nuon
EDP
GN+UF
Suez-GDF 12
Endesa 24
Iberdrola2 26
E.On1 24
RWE-Essent 25
Clientes eléctricosMillones
Iberdrola2
Vattenfall-Nuon
4.844
6.400
E.On1
9.196
EdF
13.952
13.900
5.777
Suez-GDF
UF+GN
RWE-Essent
3.155
6.691
EDP
Endesa
15.974
Enel
(con Endesa) 16.100
EBITDA 2008Millones €
Evolución sectorial 1998-2010
Situación inicial. Año 1998
1998
Liberalizacióndel sector eléctrico
• Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.• 4 Operadores integrados.• 2 Actividades liberalizadas: Generación y comercialización• 1 Actividad regulada: Transporte y distribución.• Convivencia de mercado libre y tarifas reguladas.• Calendario de apertura (liberalización total 01/01/2003).• Importe máximo de CTC’s: 8.664 M€.
GENERACIÓN PENINSULAR (TWh) Expediente Tarifas 1998 (Peninsular)
Clientes 20,1 millonesConsumo c.f. 152 TWhConsumo medio 7.600 kWh/cliente
Precio generación 31,9 €/MWh b.c.Ingresos medios 76,8 €/MWh c.f.
Hidr. RO 34
Nuclear 59
Carbón 60
Régimen Especial
20
Fuel + Gas 6
1997
Fuente: REE
RE-Otras Renovables
RE-TérmicaCiclo Combinado
Fuel Gas
Carbón
RE Hidráulica
Hidráulica Neta
Nuclear
Saldo Intercambios
Consumo Generación
300
250
200
150
100
50
0
-20
300
250
200
150
100
50
0
-20
TWh TWh
Año1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Evolución de la cobertura por tecnología entre 1997 y 2009
Evolución del mix de generación peninsular desde el inicio de la liberalización
Brent 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
$/barril 19 13 17 26 23 25 29 38 55 63 73 120 61
Brent Nominal 100 67 90 137 121 130 150 199 286 330 379 628 320
320
230
13911583
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Evolución de la tarifa eléctrica y el petróleo en términos reales
Variación del Expediente de Tarifas desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010
Variación del Expediente de Tarifas desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010
En términos reales, el coste del servicio eléctrico ha aumentado un 1% desde 1998.Sin embargo, dicho incremento no ha sido trasladado al conjunto de clientes, que han
disfrutado de una disminución del precio medio de electricidad debido al déficit de actividades reguladas.
Las adiciones de capacidad al sistema han sido fundamentalmente de ciclos combinados de gas y de tecnologías renovables
Evolución de la capacidad total y por tecnología. Porcentaje
Renovables(R.E.)
Ciclocombinado
Hidro.
Nuclear
Fuel-gas
Carbón
2008
91 GW
32%
24%
18%
8%5%
12%
1998
49 GW
12%0%
33%
16%
17%
23%
Capacidad añadida1998-2008
0
-4
1
0
23
42
0
-46
1
409
85
FUENTE: REE; Endesa; MITyC
0
22 N.A.
GW Porcentaje
Carbón
Fuel-gas
Nuclear
Hidro
Ciclo combinado
Renovables (R.E.)
Total
El sector eléctrico español ha añadido capacidad para hacer frente al importante crecimiento de la demanda y lo ha hecho en mayor medida que el resto de países europeos
FUENTE: Informes locales; Bloomberg; GME; OMEL; Platts Power Daily Publications; IDEX; RTE; REE; Euroelectric
Evolución de la demanda punta y de la capacidad instalada en España peninsularGW. 1998 a 2009
Demanda2
2000 2002
0
20081998
Capacidad1
20062004
55
35
30
40
50
45
1 Capacidad instalada ponderada por la disponibilidad2 Demanda punta horaria para el año
Incremento de capacidad por paísPorcentaje.1998 a 2008
11%16%30%
85%
R.U. FranciaEspaña Italia
+2 GW
+11 GW
2009
42Adición total capacidad instalada 98-08 (GW)
22 12 9
264 317 350 461Demanda en 2008 (GWh)
Margen de reserva
actual del ~25%
La penetración de las renovables de R.E. en España es de las más altas de Europa y ha contribuido de manera determinante a reducir las emisiones de CO2
FUENTE: RTE; REE; Euroelectric; Nordel
Penetración de las tecnologías renovables de R.E. por país1
Porcentaje sobre energía. 2008
1 Energías renovables excluyendo cogeneración; penetración sobre producción neta2 Capacidad de importación NTC por hora total en relación con la capacidad de generación instalada
1
2
5
6
9
12
13
16
31
Noruega
Francia
R.U.
Italia
Suecia
Alemania
Finlandia
España
Dinamarca
La penetración de renovables en España es elevada en comparación con otros países europeos
10
Posibilitado por niveles de interconexión muy elevados
50
6
14
16
29
6
2
14
N.D.
Grado de interconexión2
Porcentaje
Las renovables en España han contribuido a la reducción de emisiones de CO2
1998 2008
356417
Emisiones de CO2 (g)/ Producción (kWh)
Países con fuerte fomento de renovables
Países con reducida penetración de renovables
Países que partían de un “mix” favorable
1998 2008
490680
1998 2008
450510
1998 2008
480440
1998 2008
9196 15
1998 2008 1998 2008
1126
España Dinamarca Alemania
Francia Noruega Suecia
R.U.
El Real Decreto Ley 6/2009 sienta las bases para la solución del déficit de tarifa
FUENTE: Reguladores, legislación, informes anuales de las distribuidoras; RD 485/2009
Limitación del déficit de tarifa para los ejercicios de 2009 al 2012
Déficit de tarifa de los ejercicios del 2005 al 2008
A partir de enero de 2013, los peajes de acceso deben ser suficientes para satisfacer la totalidad de los costes regulados sin que pueda
aparecer déficit ex ante
4.641
1.1812.2803.830
20082005 20072006
Millones de Euros
Evolución del déficit
▪ Reconocimiento expreso de déficits generados hasta 31 de diciembre de 2008 con un límite de 10.000 millones de euros
▪ Posibilidad de ceder todos los derechos pendientes de cobro a un fondo de titulización
▪ Concesión de avales de la Administración General del Estado para el cobro
▪ Aprobación expresa del déficit futuro ex-ante en la disposición de aprobación de las tarifas
1.0002.000
3.0003.500
2009 20121110
Millones de Euros
RDL 6/2009: financiación de los déficits vía titulización
Más unos 5.000 mill. previos a 2005
RDL 6/2009
Régimen especial
80
Fuel + Gas 2
Ciclo combinado
78
Carbón 34 Nuclear
53
Hidr. RO 24
Situación actual. Año 2009
2009
Desapariciónde tarifasintegrales
• Ley 17/2007, que modifica la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.• Posibilidad de Tarifa TUR para clientes BT ≤ 10 kW.• Principales agentes:
• 12 generación • 33 comercialización• 5 distribución
• Liquidación CNE 11/2009: Prima RE 5.750 M€ / DAR 4.066 M€
GENERACIÓN PENINSULAR (TWh) Expediente Tarifas Julio 2009 (Nacional)
Clientes 27,3 millones (+2,2% anual)
Consumo c.f. 243 TWh (+3,5% anual)
Consumo medio 8.900 kWh/cliente (+1,3%)
Clientes TUR 25,6 millonesConsumo TUR. 77 TWh (32%)
Precio generación 48,0 €/MWh (+3,8% anual)
Ingresos medios 99,5 €/MWh (+2,4% anual)
Variación del Mercado desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010
Fuente: REE
1998 Expediente Tarifas 2010 CAGRClientes (miles)
Potencia (GW)
Consumo (TWh) % Cons
Clientes (miles)
Potencia (GW)
Consumo (TWh) % Cons Cl. GW TWh
Total Nacional 21.433 119,0 166,6 100% 28.598 180,2 242,3 100% 2,4% 3,5% 3,2%Baja Tensión (<1 kV) 21.368 96,9 79,2 48% 28.493 147,5 127,1 52% 2,4% 3,6% 4,0%
BT < 15 kW 20.746 77,7 51,9 31% 27.747 120,6 87,9 36% 2,5% 3,7% 4,5%BT > 15 KW 622 19,2 27,3 16% 746 26,8 39,3 16% 1,5% 2,8% 3,1%
Media Tensión (1-36 kV) 64 15,9 49,7 30% 103 23,8 73,4 30% 4,0% 3,4% 3,3%Alta Tensión (36-145 kV) 1 4,8 26,8 16% 2 5,2 23,0 9% 3,9% 0,7% -1,3%Alta Tensión (> 145 kV) 0,04 1,4 10,7 6% 0,3 3,7 18,7 8% 19,3% 8,7% 4,7%
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DEL SISTEMA PENINSULAR
160
180
200
220
240
260
280
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
(e)
TW
h
25
30
35
40
45
50
55
MW
Demanda BC
Potencia máxima
FUENTE: Eurostat
La disminución de precios eléctricos en el proceso de liberalización del mercado español se produjo en un entorno de disminución tarifaria previa
EUROSTAT - EVOLUCIÓN DE PRECIOS DOMÉSTICOSCliente Tipo Dc (Consumo 3.500 kWh/año - 1.300 kW/año noche)
Precios con todos los impuestos incluidos
0,08
0,09
0,10
0,11
0,12
0,13
0,14
0,15
0,16
0,17
0,18
0,19
0,20
1991
S1
1991
S2
1992
S1
1992
S2
1993
S1
1993
S2
1994
S1
1994
S2
1995
S1
1995
S2
1996
S1
1996
S2
1997
S1
1997
S2
1998
S1
1998
S2
1999
S1
1999
S2
2000
S1
2000
S2
2001
S1
2001
S2
2002
S1
2002
S2
2003
S1
2003
S2
2004
S1
2004
S2
2005
S1
2005
S2
2006
S1
2006
S2
2007
S1
2007
S2
€/kWh
España PortugalFrancia AlemaniaReino Unido
FUENTE: Eurostat
Comparación internacional de precios de la electricidad
Precio de la electricidad de clientes domésticos Banda DC: 2 500 kWh < Consumo < 5 000 kWh
Primer semestre de 2009
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
De
nm
ark
Ge
rma
ny
Ita
ly
Ire
lan
d
Be
lgiu
m
Au
stri
a
Ne
the
rla
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ga
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Un
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gd
om
Fin
lan
d
Fra
nce
Gre
ece
€/kW
h
IVA
Impuestos y tasas (sin IVA)
Precio sin impuestos ni tasas
FUENTE: Eurostat
La disminución de precios eléctricos en el proceso de liberalización del mercado español se produjo en un entorno de disminución tarifaria previa
EUROSTAT - EVOLUCIÓN DE PRECIOS INDUSTRIALESCliente Tipo Ig (Consumo 24.000 MWh/año - 4.000 kW)
Precios sin IVA
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
1991
S1
1991
S2
1992
S1
1992
S2
1993
S1
1993
S2
1994
S1
1994
S2
1995
S1
1995
S2
1996
S1
1996
S2
1997
S1
1997
S2
1998
S1
1998
S2
1999
S1
1999
S2
2000
S1
2000
S2
2001
S1
2001
S2
2002
S1
2002
S2
2003
S1
2003
S2
2004
S1
2004
S2
2005
S1
2005
S2
2006
S1
2006
S2
2007
S1
2007
S2
€/kWh
España PortugalFrancia AlemaniaReino Unido
FUENTE: Eurostat
Comparación internacional de precios de la electricidad
Precio de la electricidad de clientes industrialesBanda ID: 2 000 MWh < Consumo < 20 000 MWh
Primer semestre de 2009
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
Den
mar
k
Italy
Ger
man
y
Bel
gium
Net
herla
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Irel
and
Uni
ted
Kin
gdom
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Gre
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Por
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l
Nor
way
Fin
land
Fra
nce
Sw
eden
€/k
Wh
IVA
Impuestos y tasas (sin IVA)
Precio sin impuestos ni tasas
Resumen de principales logros del sector en los últimos años
Comercia-lización
Generación
Redes
• Respuesta adecuada a incrementos de demanda muy importantes• Evolución de “mix” de generación en línea con el cumplimiento de los
objetivos de sostenibilidad marcados por Europa– Gran desarrollo de renovables– Elevada reducción de CO2
• Eficaz funcionamiento de los mercados, con niveles de competencia elevados y precios relativamente reducidos
• Mejora sustancial de la calidad de servicio• Incremento de los volúmenes de inversión en distribución para dar
respuesta a la demanda• Mejora de la eficiencia de los operadores
• Decidido avance en la liberalización de la comercialización
Equilibrio económico del sistema eléctrico
• El RDL 6/2009 sienta las bases para – Resolver el déficit histórico del sistema– No generar nuevo déficit a partir de 2013
Sin embargo, existen una serie de retos que tendrán que ser solucionados en el futuro
Situación en 2010 y retos futuros
Orden ITC/3519/2009 Peajes de Acceso 2010Aspectos generales
Demanda▪ Variación de la demanda media del -0,15%.
Precios de mercado estimados▪ Precio medio mercado: 40,37 €/MWh▪ SSCC 3,6 €/MWh▪ Pago de capacidad 6,12 €/MWh.
Variación de tarifas▪ Incremento medio de peajes: 14,5%▪ Incremento de TUR sin discriminación
horaria del 2,6%▪ Incremento significativo de los excesos de
energía reactiva, traspasando al cliente una señal económica efectiva con el mismo factorde potencia que el requerido a losdistribuidores (de 0,9 a 0,95).
Insuficiencia de ingresos▪ El MITyC prevé un déficit de actividades reguladas
de 3.000 M€, en línea con el RDL 6/2009 para 2010.
Régimen especial▪ La memoria considera un sobrecoste de 5.888 M€.
Dicha previsión se considera insuficiente para 2010.
Sobrecoste SEIE▪ La compensación a ser cubierta por tarifas de 2010 asciende a 897 M€ (ya descontada la parte a ser
financiada por PGE de 2011, un 34%).
VARIACIÓN TARIFAS DE ACCESO EN ENERO 2010 (€/MWh)
Jul '09 En '10 Var %2.0 A (Pc ≤ 10 kW) 75,9 82,8 6,8 9,0%2.0 DHA (Pc ≤ 10 kW) 45,3 49,6 4,4 9,5%2.1 A (10< Pc ≤ 15 kW) 73,2 89,4 16,2 22,0%2.1 DHA (10< Pc ≤ 15 kW) 47,5 57,6 10,1 22,0%3.0 A ( Pc > 15 kW) 45,9 54,0 8,1 17,7%3.1 A (1 kV a 36 kV) 40,3 47,6 7,3 18,2%6.1 (1 kV a 36 kV) 26,5 33,5 7,1 26,8%6.2 ( 36 kV a 72,5 kV) 12,1 15,1 3,1 25,0%6.3 ( 72,5 kV a 145 kV ) 11,0 13,8 2,8 24,1%6.4 ( Mayor o igual a 145 kV) 9,0 9,0 0,0 0,0%
TARIFA DE ACCESO NOMINAL 44,6 51,1 6,5 14,5%
Total Baja Tensión 39,5 44,3 4,7 11,9%
Total Alta Tensión 23,3 28,5 5,2 22,1%
El desarrollo del sistema eléctrico español gira en torno a 3 objetivos principales cuya compatibilidad es el origen de los principales retos del sector
Seguridad
(de suministro)
Seguridad
(de suministro)
Competitividad (eficiencia
económica)
Competitividad (eficiencia
económica)
Sostenibilidad(medioambiental)
Sostenibilidad(medioambiental)
Evolución de la Tarifa de Acceso 2010-2020
El sobrecoste del régimen especial es la partida de costes de acceso que tendrá mayor impacto en la tarifa de los próximos años.
Se prevé un sobrecoste del régimen especial entre 7.000 M€ y 13.500 M€ en 2020 dependiendo de la transferencia de la curva de aprendizaje de las tecnologías en la retribución del régimen especial, implicando que las tarifas de acceso se deberán
incrementar entre un 30% y 70% (entre un 12% y un 46% en términos reales)
• Escenario de demanda baja – Elevada eficiencia
energética2
– Reducida penetración de coche eléctrico (1 millón)
• Escenario base – Elevada eficiencia
energética2
– Elevada penetración de coche eléctrico1 (5 millones)
• Escenario sin eficiencia energética– Limitada eficiencia
energética– Elevada penetración de
coche eléctrico1 (5 millones)
La evolución del sistema hasta 2020 va a estar condicionada en gran medida por los objetivos de sostenibilidad de la Unión Europea
FUENTE: Endesa
Hipótesis de partida/ restricciones para el análisis de la evolución del sistema a 2020
Incertidumbres del sistema – posibles escenarios de demanda del sistema eléctrico a considerar (sistema eléctrico peninsular)
Cumplimiento de objetivos de renovables definidos por la Unión Europea:
Para España 20% del total de energía en consumo final, que para el sector eléctrico supone el ~40% de la energía producida renovable
2020201820162014201220102008
264 TWh
+
2020
Caída de la demanda a partir de 2008 – no se espera
recuperar niveles equivalentes hasta ~2013
Demanda(TWh)
331
319
309
~40%
Renovables(%)
1 ~20% parque2 Intensidad energética primaria España (consumo de energía de todos los sectores/unidad PIB) de 164 (escenario 1), 162 tep/mill. Euros 2000
(escenario 2) y 156 tep/mill. Euros 2000 p (escenario 3), vs. 195 tep/mill. Euros 2000 en 2005: El escenario 3 implica una reducción del 20%
Crecimiento anualizado 2008-2020%
1,9%
1,6%
1,3%
1
2
3
Reto: seguir avanzando en el cumplimiento de los objetivos de renovables de manera eficaz y eficiente para todo el sistema
RetoPropuesta de Endesa
Seguir avanzando en el cumplimiento de los objetivos de renovables de manera eficaz y eficiente para todo el sistema
▪ Objetivo de la Unión Europea: 20% del consumo energético final total proveniente de fuentes renovables en 2020
▪ Implicaciones:– En 2020 aproximadamente un 40% de
la energía eléctrica total debe provenir de fuentes renovables
– Necesidad de incrementar la capacidad de renovables en el sistema español en unos 25 GW adicionales hasta 2020
– Sobre-coste asociado potencialmente muy elevado (correspondiente a las renovables en sí y, además, a infraestructuras adicionales de distribución e interconexiones que serían necesarias)
Modelo de desarrollo de las renovables que garantice:▪ Estabilidad y posibilidad de predicción de la
remuneración (senda de retribución marcada a priori)
▪ Planificación y control del desarrollo de la nueva capacidad (senda de crecimiento marcada a priori)
▪ Retribución regulada suficientemente atractiva para favorecer el cumplimiento de los objetivos, pero …
▪ … No excesivamente alta, para garantizar una cierta presión competitiva y la captura de las curvas de aprendizaje de cada tecnología (ej., subastas para la eólica, cupos y primas para la fotovoltaica)
▪ El favorecimiento del desarrollo de industrias asociadas en el país (I+D, competitividad, puestos de trabajo…)
▪ Un objetivo final de alcanzar una retribución de mercado lo antes posible para cada tecnologíaReflexionar sobre la posibilidad de repartir el sobre-coste de las renovables entre todos los sectores energéticos o de cubrirlo entre todos los contribuyentes (con cargo a los PGE)
Euros/MWh
El régimen retributivo de las renovables genera un sobre coste importante que puede lastrar al sistema los próximos ~20 años
40-45
64-70
120-130
Régimen Ordinario (R.O) 20091
40-45
Régimen Ordinario (R.O) 2008
64-70
Eólica
80-110
Cogene-ración
90-110
Biomasa y otras
110-130
Solar
350-450
Precio medio renovables R.E 2008-09
Precio medio R.O. 2009
Millones de euros
Precio medio R.O. 2008
2009
~5.4002
2008
2.6002
FUENTE: REE; CNE; Endesa
Retribución por tipo de tecnología 2008 y 2009 Sobre-coste renovables R.E2.
• En 2009, dicho sobre-coste se refleja en que las renovables concentran el 22% de la producción y el 44% del coste de generación
• A este sobre-coste de las primas, habría que añadir otros costes adicionales (impacto en tecnologías térmicas, infrautilización, licencias, otros)
1 Precio medio después de servicios complementarios estimado para el año2 Cogeneración (también perteneciente al R.E.) no incluida
Es necesario definir un modelo retributivo que tenga en cuenta la madurez de cada tecnología
Curva de aprendizaje por tecnologíaPorcentaje que representa el coste de inversión en cada año sobre el de 2005
Reducción de costes por tecnología
Geotérmica
Biomasa gas “CHP”Biomasa gas
Biomasa sólida “co-firing”
Biomasa sólida ”CHP”
Eólica
Termo-solar
Fotovoltaica
Mareomotriz
FUENTE: “Renewable Energy Road Map” (Informe de la Comisión Europea, SEC 2006)
Es necesario seguir profundizando en el entendimiento de las curvas de aprendizaje tecnológico de cada tipo de renovable
▪ El modelo retributivo debe reconocer la evolución de los costes de inversión en el tiempo – la curva de aprendizaje es típicamente muy pronunciada
▪ Ejemplo de la fotovoltaica en España: en los últimos cuatro cupos que se han añadido al sistema, el exceso de oferta lleva a unas reducciones de primas del 12%
Ejemplo de resultados de los diferentes modelos retributivos empleados en España en el pasado – eólica versus solar
Eólica
Solar PV
1.300%
16,4115,9814,46
11,8910,10
8,53
2004 2005 2006 2007 2008 2009
3,493,45
0,150,050,02
2004 2005 2006 2007 2008 2009
0,71
Cambio de regulación que incentivó de forma excesiva la inversión en solar
Evolución de la capacidad instaladaGW
Objetivos de capacidad instalada2000-20101. GW
Cumpli-miento Sept. 2009Porcentaje
86%
0,4
22,0
705.952
85.059
FUENTE: Endesa; Plan de Fomento de Energías Renovables 2005-2010; REE; CNE
Sobre-coste en 20092
Euros/ MW instalado
Total millones euros
1.395
2.462
1 Plan de Renovables 2005-2010. Publicado inicialmente en 1999, revisado y ajustado en 20052 Estimación para los meses de Septiembre, Octubre, Noviembre y Diciembre, con misma producción que 2008 y primas de 2009
Desarrollo de una industria española de alto valor añadido y tecnológico
Industria española poco competitiva en el exterior y de poco valor añadido
Pot.Inst.
(MW)
EnergíaAnual(GWh)
Horas Utilización
Ratio inversión(M€/MW)
InversiónEmpresas
(M€)
Prima (€/MWh)
Mercado más
Prima (€/MWh)
Ingresos mercado
(M€)
Ingresos prima (M€)
Ingresos Mercado
más Prima (M€)
Cogeneración 6.135 21.185 3.453 1,48 9.100 34,1 98,8 1.370 723 2.093
Solar fotov** 3.438 6.016 1.750 6,05 20.797 388,4 453,1 389 2.336 2.725
Eólica 15.946 31.763 1.992 1,10 17.540 35,9 100,6 2.054 1.140 3.194
Hidráulica 1.951 4.624 2.371 1,50 2.926 31,6 96,2 299 146 445
Biomasa 582 2.473 4.249 2,55 1.509 50,7 115,4 160 125 285
Termo solar** 3.500 9.086 2.596 5,80 20.300 222,9 287,6 588 2.025 2.613
Total 31.551 75.148 2.382 1,83 77.921 89,9 153,6 4.859 6.497 11.356
CO2Evitado(KtCO2)
Millones Barr.Petr. Evitados
Coste barrilEvitado(€/barril)
Cogeneración 1.826 5,7 364
Solar fotov** 2.370 6,9 395
Eólica 12.515 36,5 88
Hidráulica 1.822 5,3 84
Biomasa 974 2,8 100
Termo solar** 3.580 10,4 250
Total 23.087 67,7 150
Análisis de la prima equivalente del régimen especial
VAN (M€) (6%) TIR
Mercado sin prima
Mercado más prima
Mercado sin prima
Mercado más prima
Cogeneración -2.723 6.520 2,1% 13,2%
Solar fotov. -15.825 14.043 -5,2% 12,4%
Eólica 2.333 16.912 7,0% 12,7%
Hidráulica 896 2.762 9,0% 14,7%
Biomasa -281 1.322 3,8% 14,4%
Termo solar -12.785 13.105 -2,3% 12,1%
Total -16.437 52.701 3,7% 12,3%
Políticas de Gastos Millones €
Justicia 1.819
Defensa 7.357
Seguridad ciudadana e instituciones penitenciarias 8.873
Política exterior 3.548
Pensiones 108.283
Otras prestaciones económicas 14.403
Servicios sociales y promoción social 2.737
Fomento del empleo 7.751
Desempleo 30.975
Acceso vivienda y fomento de la edificación 1.498
Gestión y administración de la Seguridad Social 6.362
Sanidad 4.635
Educación 3.092
Cultura 1.199
Agricultura, pesca y alimentación 8.959
Industria y energía 3.229
Comercio, turismo y PYMES 1.511
Subvención al transporte 1.186
Infraestructuras 14.886
Investigación, desarrollo e innovación 9.271
Otras actuaciones de carácter económico 691
Alta dirección 818
Servicios de carácter general 9.314
Administración financiera y tributaria 1.500
Transferencias a otras Administraciones Públicas 73.599
Deuda Pública 23.200
Total 350.696
Ingresos
EntesIngresos no financieros
Activos Financieros
TotalIngresos
Estado 120.878 3.192 124.070
Organismos autónomos
35.404 1.653 37.057
Seguridad Social 111.151 1.095 112.246
Agencias estatales
183 250 434
Organismos del artículo 1.e) de la presente Ley
128 69 197
Total 267.745 6.259 274.004
Presupuestos del Estado BOE
Producción en régimen especial
Se prevé un sobrecoste del régimen especial de 13.500 M€ en 2020 si no existe transferencia de la curva de aprendizaje de las tecnologías en la retribución del régimen especial.
En caso que la curva de aprendizaje sea transferida a la retribución de las instalaciones de régimen especial, el sobrecoste en 2020 se situaría en unos 7.000 M€.
Reto: avanzar en la lucha contra el cambio climático como reto global que requiere un acuerdo global y un abanico adicional de medidas
RetoPropuesta de Endesa
Avanzar en la lucha contra el cambio climático como reto global que requiere un acuerdo global y un abanico adicional de medidas
• Objetivo de la Unión Europea para España: 350 Mt CO2 de emisiones a nivel nacional en 2020
• Implicación: necesidad de encontrar fuentes de reducción de emisiones diversas, ya que:– Las renovables permiten reducciones de
en torno a 35-40 Mt– La eficiencia energética, hasta los niveles
previstos, puede reducir otros 9 Mt– Pese a todo, en 2020, podrían quedar
más de ~28 Mt que reducir a nivel nacional para alcanzar el objetivo
Acuerdo global• Enfoque global con un papel fundamental
de los países desarrollados y también de las economías emergentes
• Objetivos equilibrados razonables y alcanzables
• Mercado global de derechos de emisión con un entorno regulatorio estable y bien definido
• Implicación directa del sector privado
Medidas específicas• Utilización de mecanismos de flexibilidad
(MDL) para la reducción de emisiones• Fomento de tecnologías no emisoras
(CCS, nuclear)• Promoción de la eficiencia energética y de
la movilidad sostenible (vehículo eléctrico, etc.)
Cambio climático: un reto global que necesita medidas globales y medidas concretas
En el futuro, la distribución se enfrenta a unas necesidades de inversión elevadas para adaptar las redes a las nuevas tecnologías
1 Estimación en base a un parque de 27 millones de contadores con un coste de 90 euros por contador2 Estimación acumulada a 2020FUENTE: UNESA; Endesa
Telegestión
Vehículo eléctrico
Redes inteligentes
Descripción
Inversión estimada (España)
2.4001
▪ Sustitución de los contadores actuales por un sistema de “contadores electrónicos inteligentes”, gestionables en remoto
▪ Despliegue de la infraestructura necesaria para adaptar la red a la recarga de los vehículos eléctricos
▪ Adaptación de la red de distribución a la conexión de fuentes de generación descentralizada (renovables y otras)
▪ Gestión de la red de manera automatizada e integrada
Proyectos lanzados/ promovidos por Endesa
▪ Proyecto de Telegestión para el despliegue de 11 millones de “contadores inteligentes”
▪ Acuerdos con distintos organismos para el despliegue de infraestructuras
▪ Acuerdos con fabricantes
▪ Programa “Smart City” (piloto en Andalucía)
2872
N.d.
Millones de euros
Inversiones relevantes que requieren un modelo retributivo específico y atractivo