Este documento resume la situación actual del régimen especial de energías renovables en España. Incluye una descripción del marco regulatorio actual, las actividades de Gas Natural Fenosa Renovables, y los recientes cambios regulatorios como la suspensión de las primas y nuevas medidas fiscales. El documento concluye preguntando sobre las posibles acciones a tomar ante este cambio en el panorama regulatorio español.

2. Gas Natural Fenosa
Renovables
Jorge DaCosta
Delegado GNFR – Galicia
Viana do Castelo, 30 Nov 2012

3. Índice / Contenido
1. Sistema actual de retribución al régimen
especial en España
2. Actividad de Gas Natural Fenosa
Renovables
3. Suspensión de las primas, cambio
regulatorio y nuevas medidas fiscales

4. Retribución actual del régimen
especial en España
RD 661/2007

5. definición de régimen especial
Capítulo II de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico
Se otorga dicha consideración a la producción de energía eléctrica procedente de
instalaciones cuya potencia instalada no supera los 50 MW y utilizan:
 Fuentes energía renovable (solar, eólica, hidráulica y biomasa; híbridas),
 Cogeneración siempre y cuando supongan un alto rendimiento energético.
 Instalaciones de tratamiento y reducción de residuos (P<25 MW) siempre y
cuando supongan un alto rendimiento energético
disfrutan de un marco regulatorio específico
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6. RD 661/2007 de régimen especial
Objetivo Principal
 Garantizar a los titulares de instalaciones en RE “una retribución razonable” para sus
inversiones y a los consumidores eléctricos “una asignación también razonable” de los
costes imputables al sistema eléctrico, tal como establece la Ley 54/1997
Regula
 Régimen jurídico y económico de esta actividad.
 Régimen económico transitorio para las instalaciones del Real Decreto 436/2004.
 Retribución para instalaciones mayores de 50 MW.
 Retribución de las instalaciones de co-combustión de biomasa en centrales térmicas
del régimen ordinario
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7. RD 661/2007 de régimen especial
Derechos de los generadores en Régimen Especial
 Prioridad de acceso y conexión a la red de la compañía distribuidora o de
transporte.
 Sólo se podrá restringir por falta de capacidad de la redes.
 Deberán pagar los costes derivados de la conexión, incluyendo en su caso el
refuerzo y modificación de la red con criterios de mercado
 Prioridad de despacho de toda su producción neta de energía eléctrica
 Percibir una tarifa regulada o prima, sobre toda la producción neta supeditado a :
 La inscripción en el registro administrativo de instalaciones de régimen especial.
 La consecución de objetivos nacionales de potencia establecidos en PER 2005-
2010
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8. RD 661/2007 de régimen especial
Obligaciones de los generadores en Régimen Especial
 Entregar y recibir la energía en condiciones técnicas adecuadas
 Las instalaciones con potencia superior a 10 MW deberán estar adscritas a un
centro de control de generación que actuará como interlocutor con el operador del
sistema.
 Las instalaciones eólicas están obligadas al cumplimiento de los requisitos de
respuesta frente a huecos de tensión.
 Obligación de presentar avales para la solicitud de acceso a las nuevas
instalaciones
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9. RD 661/2007 de régimen especial
principios básicos
Sistema de apoyo
Mecanismo de
“feed in tariff”
+ Prioridad de acceso a
la red + Compra garantizada de
toda la producción
Opciones de venta de energía
Venta a Tarifa Venta a Mercado
Tarifa + Precio mercado +
desvíos + desvíos +
complementos complementos
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10. RD 661/2007 de régimen especial
Participación en el Mercado y Régimen Económico
 Opción tarifa:
 realizarán la venta de energía a través del sistema de ofertas realizando
ofertas de venta de energía a precio cero en el mercado
 perciben una tarifa regulada. Pueden acogerse a discriminación horaria y es
obligatorio para las instalaciones fotovoltaicas.
 Opción mercado:
 podrán vender su energía en el mercado diario, en el mercado a plazo o
mediante contratos bilaterales.
 perciben el precio del mercado o el libremente negociado, complementado
por una prima variable (con cap y floor, límites superior e inferior)
Los titulares de instalaciones de RE podrán elegir por períodos no
inferiores a un año la opción de venta de energía que mas les convenga
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11. RD 661/2007 de régimen especial
Participación en el Mercado y Régimen Económico
 Complemento de eficiencia: para las cogeneraciones > 50 MW y <= 100 MW que
acrediten un rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo exigido
 Complemento por energía reactiva: bonificación/penalización por el mantenimiento
Complementos
de determinados valores de factor de potencia. Los agentes que vendan en mercado
pueden renunciar al incentivo mencionado y acogerse al procedimiento de operación
de control de tensión
 El coste será el fijado en el mercado organizado por cada período de programación
Desvíos y se repercutirá sobre la diferencia entre la producción real y la previsión. El
operador del sistema cuantificará los desvíos y su liquidación
 La CNE será la encargada de liquidar las tarifas reguladas, primas y complementos a
Liquidación los productores de régimen especial
 Tarifas, primas y límites superior e inferior serán actualizados con el IPC - 0,25 hasta
2012 y con IPC - 0,50 a partir de entonces
 Las primas de las cogeneraciones se actualizan trimestralmente con la evolución
Actualización del precio de los combustibles y el IPC del periodo
 Revisión del sistema regulatorio en 2010 para su aplicación a instalaciones con
entrada en operación en 2012 y posteriormente cada 4 años
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12. GNF Renovables

13. en abril de 2010 se crea GNF Renovables
con el fin de….
 Integrar los activos de energías renovables y Régimen Especial del Grupo
Gas Natura Fenosa en una misma sociedad.
 Centralizar la inversión de Gas Natural Fenosa en tecnologías de Régimen
Especial maduras y rentables: eólica, cogeneración y minihidráulica.
 Posicionar al Grupo en el estudio de tecnologías con gran potencial de
reducción de costes a medio plazo: fotovoltaica, termosolar, biomasa.
 Liderar la actividad del Grupo en I+D+i en energías renovables.
 Reforzar la presencia local en España y a nivel internacional mediante la
creación de delegaciones territoriales.
 Definir el plan de expansión del Grupo en energías renovables tanto en
España como a nivel internacional.
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14. GNF Renovables integra los activos de
régimen especial de Gas Natural y Union Fenosa
Split
MW Eólica EUFER
Se crea
Mini GNFR
Offshore GN
hidro
compra
UF
EUFER
50% UF
Cogener
Solar Entrada
ación
GN en
eólica
Biomasa ENEL
compra
80%
EUFER
Se crea
UFEE
14
14

15. presentes en 9 CCAA con más de 60
instalaciones en operación
GALICIA
España
Potencia atribuible
254 MW (MW)
65 MW 947
NAVARRA
15 MW
73 MW
CASTILLA LA RIOJA
Y LEÓN
127 MW CATALUÑA
159 MW
ARAGÓN
25 MW 34 MW 69 86
17 MW
12 MW
MADRID 6 MW Eólica MH Cog
6 MW
CASTILLA
LA MANCHA
258 MW
4 MW
16 MW Principales magnitudes 2011
ANDALUCÍA • Potencia instalada consolidada: 1.101 MW
• Energía producida: 2.380 GWh
Eólica 25 MW • EBITDA consolidado: 140 M€
Mini Hidráulica
5 MW • Más de 60 instalaciones participadas
• 42 sociedades participadas
Cogeneración
15
* Incluyendo la cartera de proyectos en desarrollo la presencia de GNFR se extiende a 14 CCAA

16. primer adjudicatario en los últimos
concursos celebrados por las CCAA
1.200 1.162 MW
1.000
800
600
400
200
0
Canarias
2009 Cataluña
2010 Galicia
2010 Aragón
2011 Extremadura
2011 Andalucía
2012
16

17. Cartera de proyectos en España
MH Belesar 2
20,8 MW (2013)
394 41 MW
63 MW
MW
90 MW
MH Os Peares 2 106 95 MW 456
17,8 MW (2013)
81,5 MW
MW
194 22 MW
JGC Cogeneración Daimiel
MW CHP - 8,5 MW (2012)
PEM en octubre 2012
32 MW
144 MW
Canarias
102 MW MW Proyectos eólicos en tramitación
MW Proyectos en construcción
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18. GNFR es el 5º operador eólico nacional
6.000
5.328
5.000 Eolia
Renovables
Otros
Iberdrola
21%
2% 25%
E.oN 4.419
4.164 2%
Vapat
2%
4.000 Enerfin
2%
RWE
2%
Olivento
2% Eyra Acciona
4% Energía
19%
3.000 GNFR
4% EGPE EDPR
6% 9%
1.998
2.000
1.381
956
806
1.000
421 421 395 380 379 379
246
-
Reparto de la Potencia Eólica Instalada a 2011 por Sociedades Promotoras 21.673 MW
18

19. principales magnitudes GNFR
Producción consolidada por Tecnología EBITDA por Tecnología
2.380 GWh +14% 2.708 GWh 140 M€ +16% 163 M€
3000 180
160
2500 15
468
140 18
281 14
242
2000 120 21
446
100
1500
80
1000 1.998 60 129
1.653 105
40
500
20
0 0
2011 2012E 2011 2012E
Eólica Mini Hidráulica Cogeneración Eólica Mini Hidráulica Cogeneración
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20. algunos aspectos generales de la
situación de las EERR a nivel general….
 Continúan las mismas incertidumbres que hace dos años (volatilidad, precio
commodities, crecimiento, financiación, shale gas)
 GNFR es ya un operador relevante en España
 A nivel mundial las EERR seguirán siendo el principal vector de crecimiento en
generación
 El Plan Estratégico 2010-14 de GNF marcó un objetivo de crecimiento de 1,2 GW
para capturar el adecuado y necesario mix diversificado, lo que plantea la
diversificación geográfica del portfolio
 Se plantea:
 la búsqueda de oportunidades en mercados donde el Grupo tiene actividad, con
estabilidad económica, y que cuenten con un marco regulatorio favorable
 … y la puesta en valor de los proyectos actuales internacionales: México
(230MW) y Australia (300MW)
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21. supresión de las primas,
cambio regulatorio, nuevas
medidas fiscales …
¿qué hacemos?
21

22. en España: ¿ya sin primas? ¿qué hacer?
 RDL 1/ 2012 - Suspensión temporal del sistema de primas y preasignaciones a
nuevos proyectos de EERR, que podría convertirse en una suspensión permanente
 RDL 13/2012 - Revisión de la planificación de la red de transporte. Paralización
temporal de las infraestructuras que no estén aprobadas
 Proyecto de Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética
¿vamos hacia un modelo de competencia con las tecnologías convencionales?
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23. propuesta de medidas fiscales
 Impuesto a la generación eléctrica (6%): aplicable a todas las tecnologías.
 Canon Hidráulico (22% gran hidráulica)
 aplica a la minihidráulica al 2,2% (bonificación del 90%)
 Céntimo Verde (0,65€/GJ para gas natural y 12 €/Tm para el fuelóleo)
 Impacto en activos de cogeneración
Impuestos y cánones Eólica Mini-Hidro Cogeneración
Impuesto Generación 6% de la venta de 6% de la venta de 6% de la venta de
Eléctrica energía energía energía
2,2% de la venta de
Canon Hidráulico N.A. N.A.
energía
0,65 €/GJ
Céntimo Verde N.A. N.A.
12 €/Tm
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24. eólica - multitud de cánones e impuestos
BICES
entre
800-2.600
€/MW
año
Tasa a la
generación ITP 4%
6% inversión
Facturación total
total
disminución de la TIR entre el 1% y el 3%
Cánones
autonómicos
Planes
industriales hasta 5.900 €
por aero
ICIO 3%
Total
inversión
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25. datos del PER español
PLAN DE ENERGIAS Año 2010 Año 2020 Incremento
RENOVABLES Capacidad Producción Capacidad Producción Capacidad Producción
PER 2011-2020 (MW) bruta (MW) bruta (MW) bruta
(TWh) (TWh) (TWh)
Energías Renovables 39.214 97,1 63.761 146,1 24.547 49,0
Hidráulica 13.226 42,2 13.861 33,1 635 -9,1
Eólica onshore 20.744 43,7 35.000 71,6 14.256 27,9
Eólica offshore - - 750 1,8 750 1,8
Solar fotovoltáica 3.787 6,3 7.250 12,4 3.463 6,1
Solar termosolar 632 0,7 4.800 14,4 4.168 13,7
Otros 825 4,2 2.100 13,0 1.275 8,8
% 13,2% 20,8% 7,6%
Fuente: IDAE
En el escenario actual de demanda y crisis económica, es previsible una revisión
del PER con nuevos objetivos de potencia priorizando las tecnologías mas
maduras (como la eólica) y con costes mas cercanos al precio de mercado
25

26. ausencia de marco normativo a medio plazo
 El hecho de que actualmente no exista marco regulatorio para nuevas instalaciones en RE
está provocando que se estén replanteando las inversiones previstas para la eólica
 El nuevo modelo retributivo evolucionará hacia esquemas de mercado, por lo que los
parques eólicos tendrán que ser más competitivos
 Obliga a descartar proyectos que pudieran haber sido viables bajo el marco regulatorio
anterior
 La falta de un marco normativo está obligando a ajustes de costes a todos los integrantes
de la cadena de valor: fabricantes de turbinas, suministradores de componentes de
infraestructuras eléctricas y proveedores de servicios (BOP)
actualmente existe en España una amplia cartera de proyectos en tramitación que
aseguran la posibilidad de la instalación de nuevos MWs en el momento en
que se defina un marco regulatorio razonable
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27. el futuro eólico ….. como será en 2020?
 El sector eólico español seguirá teniendo un papel preponderante en la industria española
fundamentado en la experiencia adquirida durante el desarrollo en los últimos años y su papel
de tecnología madura. Hay que destacar que en España se encuentran algunos de los mayores
fabricantes y promotores del sector eólico en el mundo.
 Los nuevos avances tecnológicos y la madurez del sector provocará una consolidación de los
partícipes en la cadena de valor, principalmente en los fabricantes de aerogeneradores que
supone el mayor porcentaje de la inversión en los proyectos.
 La mejora de los procesos de fabricación y los avances en nuevos materiales producirá una
reducción de los costes de inversión que permitirán desarrollar proyectos en emplazamientos
donde hoy no resultarían rentables. Esta reducción de costes contribuirá a hacer a la energía
eólica cada vez mas competitiva en el mercado.
 Serán necesarios nuevos avances tecnológicos para conseguir nuevos retos de integración
en la red y gestión de la variabilidad.
 La repotenciación de parques antiguos con máquinas más eficientes incrementarán el recurso
disponible
La producción eólica tendrá una participación importante en el mix
eléctrico y será competitiva en el mercado.
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28. vigilancia tecnológica (i)
La vigilancia tecnológica en renovables está orientada a incrementar el valor de la cartera
de proyectos del Grupo. Los principales ejes en los que se articula son:
 Eólica Onshore: Monitorización e implementación de desarrollos tecnológicos que
permitan mejorar el margen operativo y la vida útil de los activos en operación:
 Mejoras en componentes críticos (palas, multiplicadora, etc) para poder extender la vida
útil de los aerogeneradores de 20 a 30 años.
 Utilización en los nuevos proyectos de los últimos aerogeneradores con el mejor diseño y
nuevos materiales que permiten incrementar la producción, mejorar la fiabilidad y reducir
los costes de O&M.
 Eólica Offshore: el Gobierno de UK, principal mercado off-shore mundial, se ha
marcado un objetivo de reducción de la retribución (desde los £150-190/MWh
actuales a £100/MWh en 2020 ). Es necesario :
 Realizar un seguimiento activo de los desarrollos tecnológicos, logísticos y de los
mercados de la cadena de suministro que permitan la reducción acelerada de un 30%-
40% del precio, lo cual haría competitivos los proyectos offshore según la nueva
regulación (Electricity Market Reform).
 Decidir la mejor solución tecnológica: tipo de aerogenerador a usar, tecnología de la
cimentación sobre el fondo marino, tipo de conexión a red (Alterna o Continua), buques a
usar, medición y modelado de recurso eólico.
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29. vigilancia tecnológica (ii)
 Fotovoltaica: la reducción acelerada de CAPEX experimentada por la energía
fotovoltaica hace necesario monitorizar la curva de aprendizaje de la tecnología
fotovoltaica:
 Actualización en base a la evolución de los costes y últimos desarrollos
tecnológicos (Silicio solar, celdas y paneles, inversores…).
 Seguimiento de otras tecnologías fotovoltaicas menos desarrolladas que
permitan anticipar saltos tecnológicos que mejoren drásticamente su
competitividad: multiunión, lámina fina, materiales orgánicos
 Almacenamiento energético: sistemas de almacenamiento que incrementen la
gestionabilidad de la tecnología eólica y FV y permitan su participación en los
servicios de ajuste del sistema.
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30. y para finalizar ….
hasta ahora, España ha sido uno de los líderes
mundiales en energías renovables
¡hay que continuar manteniendo el liderazgo!
“la nación que lidere la economía limpia, será la nación que
lidere la economía global”
Barack Obama
State of the Union address
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31. Muchas gracias,
Moitas grazas e
Muito obrigado !!!!
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32. Esta presentación es propiedad de Gas Natural
Fenosa. Tanto su contenido temático como diseño
gráfico es para uso exclusivo de su personal.
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