02 | 02 | 10

34
02 | 02 | 10 Perspectiva de la tarifa eléctrica COEIC Dirección de Regulación

description

02 | 02 | 10. COEIC. Perspectiva de la tarifa eléctrica. Dirección de Regulación. Endesa es un gran operador multinacional en electricidad y gas. Presencia Endesa. Negocio principal electricidad y gas. Empresa española Sede y centro de decisión en Madrid Cotizada en España - PowerPoint PPT Presentation

Transcript of 02 | 02 | 10

Page 1: 02 | 02 | 10

02 | 02 | 10

Perspectiva de la tarifa eléctrica

COEIC

Dirección de Regulación

Page 2: 02 | 02 | 10

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”

Page 3: 02 | 02 | 10

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 €

Page 4: 02 | 02 | 10

Evolución sectorial 1998-2010

Page 5: 02 | 02 | 10

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

Page 6: 02 | 02 | 10

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

Page 7: 02 | 02 | 10

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

Page 8: 02 | 02 | 10

Variación del Expediente de Tarifas desde el inicio de la liberalizaciónComparación 1998 vs 2010

Page 9: 02 | 02 | 10

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.

Page 10: 02 | 02 | 10

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

Page 11: 02 | 02 | 10

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%

Page 12: 02 | 02 | 10

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.

Page 13: 02 | 02 | 10

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

Page 14: 02 | 02 | 10

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)

Page 15: 02 | 02 | 10

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

Page 16: 02 | 02 | 10

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

Page 17: 02 | 02 | 10

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

nd

s

Lu

xem

bo

urg

Sw

ed

en

SP

AIN

No

rwa

y

Po

rtu

ga

l

Un

ited

Kin

gd

om

Fin

lan

d

Fra

nce

Gre

ece

€/kW

h

IVA

Impuestos y tasas (sin IVA)

Precio sin impuestos ni tasas

Page 18: 02 | 02 | 10

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

Page 19: 02 | 02 | 10

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

nds

Irel

and

Uni

ted

Kin

gdom

SP

AIN

Luxe

mbo

urg

Gre

ece

Por

tuga

l

Nor

way

Fin

land

Fra

nce

Sw

eden

€/k

Wh

IVA

Impuestos y tasas (sin IVA)

Precio sin impuestos ni tasas

Page 20: 02 | 02 | 10

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

Page 21: 02 | 02 | 10

Situación en 2010 y retos futuros

Page 22: 02 | 02 | 10

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%

Page 23: 02 | 02 | 10

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)

Page 24: 02 | 02 | 10

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)

Page 25: 02 | 02 | 10

• 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

Page 26: 02 | 02 | 10

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)

Page 27: 02 | 02 | 10

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

Page 28: 02 | 02 | 10

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%

Page 29: 02 | 02 | 10

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

Page 30: 02 | 02 | 10

 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%

Page 31: 02 | 02 | 10

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

Page 32: 02 | 02 | 10

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€.

Page 33: 02 | 02 | 10

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

Page 34: 02 | 02 | 10

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