Este documento trata sobre la regulación de las energías renovables desde una perspectiva ambiental. Brevemente, describe cómo el desarrollo energético debe ser sostenible para conciliar el crecimiento económico con la protección del medio ambiente. También analiza los impactos ambientales de la generación y transporte de energía convencional y la necesidad de internalizar los costes ambientales en los precios de la energía.

1. 1
REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS
RENOVABLES.
CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES

2. 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. 1. El desarrollo energético sostenible. Consumo de
energía.
la explotación
Sociedad basada en de la energía.
3
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.

4. 4
1. El desarrollo energético sostenible.
Demanda eléctrica (anual).

5. 5
1. El desarrollo energético sostenible.
Demanda eléctrica (mensual).

6. 6
1. El desarrollo energético sostenible.
Demanda eléctrica (diaria).

7. DDEESSAARRRROOLLLLOO
La “Agenda 21” recoge las conclusiones de Río de Janeiro.
La Unión Europea :
- Incorpora: Tratado de Amsterdam (1997) y Consejo de Lisboa (2000).
- Elabora una Estrategia Conjunta, Consejo de Gotenburg (2001), con cuatro prioridades:
cambio climático transporte salud pública recursos naturales
El Gobierno español elabora la Estrategia Española de Desarrollo Sostenible.
7
DDEESSAARRRROOLLLLOO
EECCOONNÓÓMMIICCOO
DDEESSAARRRROOLLLLOO
EECCOONNÓÓMMIICCOO
DDEESSAARRRROOLLLLOO
AAMMBBIIEENNTTAALL
DDEESSAARRRROOLLLLOO
AAMMBBIIEENNTTAALL
DDEESSAARRRROOLLLLOO
SSOOCCIIAALL
SSOOCCIIAALL
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
2002
8
EEFFIICCIIEENNCCIIAA
EECCOONNÓÓMMIICCAA
EEFFIICCIIEENNCCIIAA
EECCOONNÓÓMMIICCAA
CCOOMMPPAATTIIBBIILLIIDDAADD
AAMMBBIIEENNTTAALL
CCOOMMPPAATTIIBBIILLIIDDAADD
AAMMBBIIEENNTTAALL
SSEEGGUURRIIDDAADD DDEE
AABBAASSTTEECCIIMMIIEENNTTOO
SSEEGGUURRIIDDAADD DDEE
AABBAASSTTEECCIIMMIIEENNTTOO
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. 9
2. Los impactos ambientales. Generación.
Central térmica
carbón/petróleo/ gas natural

10. Las centrales térmicas tienen impactos ambientales.
Son responsables de:
68% de emisiones totales de SO2
Lluvia ácida 23% de emisiones totales de NOx
90% de emisiones de NOx procedentes de GIC*
90% de emisiones de SO2 procedentes de GIC*
Cambio Climático 27% de emisiones totales de CO2
Residuos peligrosos 95% producción de residuos *GIC: grandes instalaciones de combustión ( 50MWt) de alta actividad
10
2. Los impactos ambientales. Generación.

11. 11
2. Los impactos ambientales. Generación.
Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicas
Estimación hasta 2006
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
kt CO2
0
kt NOx, SO2 y
partículas
CO2 SO2 NOx Partículas

12. Índice de emisión de CO2 por habitante en los países de la UE
ALEMANIA
12
2. Los impactos ambientales. Generación.
Emisiones de CO2 en GIC. Año 2001.
Fuel / Gas
16%
Carbón de
Importación
18%
Lignito Pardo
18%
Hulla +
Antracita
40%
Lignito Negro
8%
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).
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
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
AUSTRIA
2,3
3,0
ITALIA
2,3
GRECIA
2,8
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
13

14. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
- Inducción electrostática
- Inducción electromagnética
- Pérdidas de energía (a través del calor)
- Ruido audible
- Radio-interferencias
- Posibles efectos biológicos
14

15. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
15

16. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
16
Bombilla Aspirador Televisión
en color
Secador Frigorífico
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. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
17

18. 2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
18
Bombilla Aspirador Televisión
en color
Secador Frigorífico
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. 3. La internalización de costes ambientales
 Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes.
19
 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 DDEE LLOOSS CCOOSSTTEESS AAMMBBIIEENNTTAALLEESS
para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo
energético sea sostenible

20. 3. La internalización de costes ambientales
Existen incertidumbres en la cuantificación ddee llooss ccoosstteess
IImmpplleemmeennttaacciióónn aassiimmééttrriiccaa ddee llooss mmeeccaanniissmmooss
 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
20
GGRRAADDUUAALLIIDDAADD YY PPRRUUDDEENNCCIIAA

21. 3. La internalización de costes ambientales
MECANISMOS DE PRECIO
MECANISMOS DE PRECIO
21
vs.
vs.
MECANISMOS DE CANTIDAD
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, AUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL ITA, HOL, DIN, SUE
IR: Subastas de capacidad: precio fijo, procedimiento competitivo

22. 4.La regulación eléctrica y el medio ambiente
Marco regulatorio español
ESTRATEGIA
ESPAÑOLA DE
EFICIENCIA
ENERGÉTICA
ESTRATEGIA
ESPAÑOLA FRENTE
22
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

23. 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. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Eficiencia: La generación en el mercado mayorista
(organizado o contratos)
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
P50MW
Retribución: Precio Mercado

25. 1998 1999 2000
25
Julio
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
2003
65.000 clientes
52% energía
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. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Demanda: Posibilidades de actuación. Definiciones
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)
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. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Demanda: Posibilidades de actuación.
 Experiencia anterior en gestión de la demanda y
ahorro energético
• Tarifa horaria de potencia y complementos por
discriminación horaria e interrumpibilidad
• Programas de gestión de la demanda eléctrica en los
sectores de baja elasticidad precio. Años 1995, 1997
y 1998 (5.300 MPTA/año ó 32 M€/año)
• Programas de ahorro y eficiencia energética. Plan
Energético 1991/2000 (200.000 MPTA ó 1.202 M€):
ahorro, sustitución, cogeneración y renovables
Experiencia positiva, pero insuficiente.
27

28. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Incentivos a programas de gestión de la demanda.
 Programas de gestión de la demanda eléctrica (1998)
• Sobrecoste del 0,25% de la facturación electricidad
• Incentivar económicamente la penetración de nuevas
tecnologías de consumo eficiente (consumo imprescindible):
• lámparas de bajo consumo
• electrodomésticos clase A
• bombas de calor
• sistemas de regulación de motores.
• Información y formación del consumidor (consumo prescindible
y/o modificar curva de carga)
• Sectores: doméstico, alumbrado público, administración pública
y pymes
• Resultados positivos: ahorro anual de 225 GWh y periodos
cortos de recuperación del incentivo (23 PTA/kWh)
28
Consumidor
para el que la
electricidad es
un servicio
necesario
(Demanda
inelástica)
En realidad, son programas de ahorro.

29. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Posibilidades de actuación de los consumidores
 Tarifas de acceso
 Señales de localización (pérdidas estándares).
 Mercado (organizado o libre)- elegibilidad universal 2003
– Señal de precio del mercado (Demand Side Bidding)
• Participación directa
• Participación mediante un comercializador, usando
contratos bilaterales o certificados
29
- energía verde
– Participar en servicios complementarios
• regulación terciaria (interrumpibilidad en operación
normal)
• control de tensión (energía reactiva)
– Participar en la garantía de potencia (interrumpibilidad en
situaciones de escasez)
Consumidor
para el que la
electricidad es
un input
productivo
(Demanda
elástica)
Presencia activa en el mercado de la demanda

30. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia Española de Desarrollo Sostenible EEDS
Objetivo: impulsar actuaciones y políticas de DS
3 fases (Comis. Interministerial, Consulta pública e
institucional, Aprobación)
Documento de Consulta:
• Diagnostico de sostenibilidad,
• Selección de temas,
• Instrumentos,
• Seguimiento y evaluación.
 La EEDS debe identificar:
30
RReettooss OOppoorrttuunniiddaaddeess
AAppoorrttaacciioonneess
CCllaavveess

31. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC
Objetivo: establecer un conjunto de planes y programas
sectoriales de ámbito nacional que:
• Ofrezcan soluciones a los problemas derivados de las
alteraciones del clima y sus efectos sobre el medio
ambiente.
• Permitan cumplir los compromisos internacionales.
31
Deberá:
 Definir la aplicación de los Acuerdos Internacionales.
 Fijar un calendario para el desarrollo de medidas que
frenen la emisión de GEI.
 Incluir obligaciones para todas las Administraciones
Públicas.
 Solicitar la cooperación del sector privado.

32. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC
Emisiones totales España 1990: 235 Mt (CC.TT. 60 Mt)
Emisiones totales España 2000: 309 Mt (CC.TT. 90 Mt 30% de las totales)
32
Spain
350.000
300.000
250.000
200.000
Total National Emissions Kyoto target: 1990 + 15%
Gg CO2

33. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC
33
 Medidas:
- Liberalización (eficiencia)
- Comercio de emisiones
- Plan de Fomento de Energías Renovables
- Gas Natural (ciclos combinados y otros)
- EEEE
- Biocombustibles
- Fiscalidad energética
- Hidrógeno
100.000
90.000
- Captura CO2
80.000
70.000
- etc
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
kt CO2
0
kt NOx, SO2 y partículas
CO2 SO2 NOx Partículas

34. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España
EEEE
 Objetivo: Promover la eficiencia energética implicando a todos los
sectores.
Asociaciones empresariales
 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.
34
Administraciones
Representantes sociales Técnicos
Colectivos locales y … ¡ CIUDADANOS !

35. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España
EEEE. Objetivos directos
Reducción de la intensidad energética primaria del
Este ahorro anual de energía final se reparte:
35
Consumo
base
2012
Ahorro anual
7,2 %
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€
Transporte 4.800 ktep
Industria 2.300 ktep
Edificación 1.700 ktep
90 %

36. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España
EEEE. Objetivos directos
36
0,26
0,25
0,24
0,23
0,22
0,21
0,2
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. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España
EEEE. Objetivos indirectos
• Incremento de la competitividad y mejora del empleo
• Mejora del autoabastecimiento (hasta el 27%)
• Reducción de las emisiones
• Anuales (a partir de 2012): 42 Mt CO2
• Acumuladas: 190 Mt CO2
• Económica: entre 2.000 y 6.000 M€
Consecución de objetivos mediante: 26.000 M€
Inversiones asociadas: 24.000 M€
Subvenciones públicas: 2.000 M€
37

38. 4. La regulación eléctrica y el medio ambiente
Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España
EEEE. Objetivos indirectos
38
500
400
300
200
100
0
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. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)
SPANISH PLAN FOR RENEWABLES
39
Consumo de energía primaria en España
54,1%
10,4%
13,5% 15,5%
49,8%
17,0%
12,2%
8,4%
2,0%
2,3% 4,0%
10,3%
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
petroléo gas natural nuclear hidráulica10MW 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

40. 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. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)
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
41
(26% de la inversión)
Total primas (tarifa eléctrica) 2.609
TOTAL AYUDAS 5.077 M€ (845.000 MPTA)

42. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
El documento de planificación (Septiembre 2002)
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
(5.400 MW en 2001, 7.100 MW en 2011)

43. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Evolución de la potencia instalada en Régimen Especial en
43
España.
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Cogeneración Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat.Residuos Fotovoltaica

44. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Evolución anual de la potencia instalada en régimen ordinario
25%
20%
15%
MW 0%
44
y especial peninsula r.
2% 3% 4%
5%
6%
7%
8%
9%
12%
14%
17%
19%
21%
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
10%
5%
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Total R.Ordinar io Total R. Especialesp % R. Especial/Total

45. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Potencia instalada en régimen ordinario y especial peninsular
1.033 Instalaciones*
45
a 31/12/2002
7.816
11.565
10.288
5.505
4.458
1.492
944
16.586
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
Nuclear
Fuel/Gas
Otros
MW
R.Ordinario
(46 GW)
R.Especial
(12 GW)
* Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario
2.700 Instalaciones

46. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Evolución anual de la demanda bruta y la energía vendida por
46
el régimen especial peninsular.
1%
2% 3%
4%
6%
6%
9%
10%
11%
13%
14%
15%
18%
17%
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
16%
14%
12%
10%
8%
6%
4%
2%
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
GWh
0%
Demanda bruta peninsular R.Especial peninsular % R.Especial/Demanda

47. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
40.000
35.000
30.000
25.000
GWh 0
47
Evolución del Régimen Espe cial en España.
35.740
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
20.000
15.000
10.000
5.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Cogeneración Distribuidor Cogeneración Mercado Eólica
Hidráulica Biomasa Residuos
Fotovoltaica Trat. Residuos Total R.Especial

48. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Evolución de la energía vertida por el Régimen Especial en
48
España.
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GWh
2000 1999 1998 2002 2001

49. Evolución de la participación que repre sentan las ene rgías
37.692 39.542
49
renovables sobre la demanda en España .
22.194
19% 20%
15%
18% 19%
15%
26%
22% 22%
16%
18%
24%
30%
25%
20%
16,5%
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
15%
10%
5%
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
GWh
0%
DEMANDA_GWh HIDRÁULICA R.O. RENOVABLES Renovables/Demanda
Objetivo de
la Directiva:
29% en 2010
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.

50. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Consumo de energía primaría en España.
2000 2001 2002
50
Objetivo de
la Ley 54/97,
y del PFER,
12% en 2010
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.

51. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación. Situación a Septiembre 2003
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
51

52. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
 
 


52
Evolución de la potencia instalada de cogeneración.
4 4 4
108 171 308
524 642
3.820
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
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Otros Gasoil Fuel Oil Gas natural

 



  
  

 
 






  











 

 












 
 
 

 


 




 












 







 





 
 

 
 

 
Plantas de cogeneración:
AÑO 2000 AÑO 2001
 
5 MW
25 MW
100 MW
 
 

53. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Evolución e incremento anual de la potencia total insta lada en
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 MW
53
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
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Cogeneración Incremento sobre el año anterior Total Cogeneración

54. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Planta de Toledo PV (1MW) Año 2001
Año 2002
54

55. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
Evolución anual del número de
instalaciones fotovoltaicas
55
146
3 51
600
500
400
300
200
100
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Fotovoltaica Incremento sobre el año anterior
Evolución e incremento anual de la potencia
instalada fotovoltaica
3,155
1,823
2,310
1 1,089 1,118
1,333
5,465
6
5
4
3
2
1
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
FV Increment o sobre el año anterio r To tal FV

56. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
56
Año
2002
Año
2001

57. 57
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
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
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Eólica Incremento sobre el año anterior Total Eólica

58. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
58

59. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
59
Año 2001 Año 2002
P 10MW
P 10MW

60. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
60
Biomasa primaria: recursos naturales y plantaciones
Biomasa secundaria: lodos, estiércoles, biogás,
biocombustibles..
Año 2001
Año 2002

61. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
RSU y RSI Tratamiento y Reducción:
61
Año 2001
Año 2002
Año 2001
Año 2002

62. 62
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818/1998
Régimen especial
Producción de instalaciones P=50MW
que utilicen:
Incorpora su energía excedentaria a la
red ó participan voluntariamente en el
mercado
Retribución:
Precio Mercado + Prima
Precio total (renovables)
Régimen ordinario
Resto de instalaciones
Obligación de ir al mercado P50MW
Retribución: Precio Mercado

63. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2 RD 2818. Capítulo I. Ámbito de aplicación .
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
63
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 P50MW 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
d.3 Instalaciones de tratamiento de otros residuos

64. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo II. Procedimiento de
inclusión.
Autorización administrativa (construcción, explotación, transmis., mod., cierre)
64
 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%

65. 65
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega
Contrato con la empresa distribuidora:
 Contrato tipo similar a regulación anterior (5 años)
 La distribuidora está obligada a suscribir el contrato
Derechos de los productores
 Transferir sus excedentes a la red siempre que sea posible técnicamente y percibir
el precio del mercado mayorista más una prima
 Posibilidad de realizar ofertas en el mercado y establecer CBF (¡solo perciben
prima si acceden al mercado organizado!) -periodos anuales-
 Incorporar toda la producción (b1 a b5)
Obligaciones de los productores
 No ceder energía a consumidores finales (excepto por autoconsumos o por CBF)
 Pagar peajes cuando
Sean consumidores cualificados y celebren contratos de suministro
Suministren a otro centro de la empresa y utilicen la red
Los titulares de a.1, a.2, b.6, b.7, b.8, c.1, c.2, c.3, d.1, d.2 y d.3 y P10 MW
deberán comunicar a la empresa distribuidora sus excedentes para los 24 períodos de
programación, a título informativo, 30 horas antes

66. 66
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega
Conexión
 La energía cedida deberá ser adquirida por la distribuidora más
próxima. Resuelve la autoridad competente, previo informe de la
CNSE.
 El punto de conexión se solicita a la distribuidora. Si no, la
aut.competente.
Potencia máx. admisible = 50% capacidad (térmica diseño línea o de
transformación instalada en ese nivel de tensión)
Fotovoltaicos: normas específicas.
Los gastos de las líneas y refuerzos, a cargo de la instalación de producción.
 La energía cedida podrá estar condicionada a necesidades de
distribuidora y también en los sistemas aislados.
 Toda instalación deberá contar con un equipo de medida que permita
su facturación (las pérdidas de la línea de conex. imputadas a la instalación)

67. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico
67
Mercado
Distribuidor
Contrato obligatorio
Obligación de compra de
energía excedentaria
Régimen ordinario
Régimen especial
Precio del Mercado
+ Prima
Precio Mercado +
Prima + c.reactiva
ó
Precio fijo (renovables)
Precio libre
• No es probable que se
acuda al Mercado
• No se incentivan los CBF

68. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico
Sep 2003. Precios mercado a efectos del Artículo 24
68
www.omel.es

69. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico
Precios medios anuales en el mercado de producción
1998 1999
2000 2001
M. Diario 2,564 2,673 3,183 3,150
M. Intradiario -0,005 -0,008 -0,010 -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
69
U= c€/kWh
2002
3,889
-0,013
0,242
0,451
4,569
Precio medio horario final
ponderado ene-sep 2003 = 3,803

70. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico
2002 2003
70
Grupo Tipo
instalación
Potencia
(MW)
Prima
(cent€/kWh)
Prima
(cent€/kWh)
Variación
03/02
A a.1 y a.2 P=10 2,2177 2,1276 -4,1%
b.1.1 P=5 kW 36,0607 36,0607 0,0%
b.1.1 P5 kW 18,0304 18,0304 0,0%
b.1.2 12,0202 12,0202 0,0%
B b.2 2,8969 2,664 -8,0%
b.3 3,0051 2,9464 -2,0%
b.4 3,0051 2,9464 -2,0%
b.6 2,7887 3,325 19,2%
b.7 2,5783 2,5136 -2,5%
C P=10 2,1516 2,1336 -0,8%
Articulo 31 RD2818/1998 0,583 0,577 -1,0%
D d.1 2,7106 2,945 8,6%
d.2 2,7106 2,6024 -4,0%
d.3 1,7369 1,6648 -4,2%
Articulo 28.3 RD2818/1998
Primas

71. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico
71
2002 2003
Grupo Tipo
instalación
Potencia
(MW)
Prima
(cent€/kWh)
Prima
(cent€/kWh)
Variación
03/02
b.1.1 P=5 kW 39,6668 39,6668 0,0%
b.1.1 P5 kW 21,6364 21,6364 0,0%
B b.2 6,2806 6,2145 -1,1%
b.3 6,3827 6,4909 1,7%
b.4 6,3827 6,4909 1,7%
b.6 6,1724 6,8575 11,1%
b.7 5,962 6,0582 1,6%
Precio fijo

72. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818. Coste previsto en 2003
72
 Remuneración
Prima (18 – 24 €/MWh) +
Precio mercado (36 – 45 €/MWh)
 2003:
Prima 1.000 M€/año
 Porcentaje en tarifas que paga el consumidor:
Equivalente a una tasa parafiscal 7%
Ventajas:
Se internalizan los beneficios ambientales en la tarifa
Se promueve el cambio tecnológico
Se fomenta el ahorro y la eficiencia energética
Efectividad: fuerte desarrollo de la minihidráulica, la cogeneración
y la eólica

73. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones
73
Problemas:
Riesgo de la administración en la fijación de las primas
– Dificultad en la previsión de los costes en las tarifas
• Se conoce el precio pero no la cantidad
– Riesgo de que no se desarrolle una tecnología con prima reducida, o
por el contrario, riesgo de que el consumidor pague de más
Imputación del coste de los desvíos en terceros
– El distribuidor carga con el coste del desvío: Producción - previsión
Problemas en la operación
– Inversión de flujos en valle en determinadas zonas de distribución
– Mayores necesidades de reserva
Ineficiencias técnicas y económicas- eenneerrggííaa ssiinn ggaarraannttííaa
 Mayor utilización de servicios complementarios y necesidades de reserva
 Mayor coste para el consumidor (coste de operación y desvíos)

74. Plan de Fomento de las Energías Renovables y Documento de planificación:
- El incremento de la potencia instalada será mayor en el caso de la eólica.
74
1998 2011
834 MW 13.000 MW
Solicitudes por 25.000 MW: se superará el Plan.
ESTABLE
Causas:
- Marco regulatorio
FAVORABLE
- Apoyo de las Admones. y EE.EE.
- Reducción de los costes de inversión.
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
MW
2002
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones

75. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones
Eólica: Soluciones técnicas para dar más firmeza a la
energía.
75
Soluciones técnicas:
- Velocidad variable y control de paso de pala
- Mayor tamaño
- Energía reactiva
- Telemedida en el OS
- Predicciones meteorológicas
- Transmisión de información
- Tratamiento de datos: modelos basados en series temporales y
métodos estadísticos (RU, Dinamarca, Alemania, Grecia, USA,...)

76. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones
76

77. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones
Eólica: Soluciones regulatorias para dar más firmeza a corto
plazo a esta energía.
Todo pasa por conocer la previsión de
77
funcionamiento del productor:
Energía Eventual  Energía Garantizada (term.horarios)
Los SS.CC. de regulación son inferiores
Los distribuidores no soportan los desvíos
 INCENTIVANDO LA ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA
 INCENTIVANDO LA PARTICIPACIÓN EN MERCADO

78. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones: RD Ley 6/2000
OBJETIVO: Avanzar en la introducción de la competencia. Introduce incentivos
económicos adicionales para que el RE participe en el mercado y obliga a las instalaciones
50 MW a esta participación.
CARACTERÍSTICAS de esta participación:
78
•Art.17: Ofertas del RE al operador del mercado.
- Instalaciones 50MW (aprox. 700MW) OBLIGATORIO
- Cogeneración 5MW (+ de 3.000MW) VOLUNTARIO
- Se desarrollarán mecanismos de acceso al mercado de TODO el RE.
•Art.18: Si el RE no realiza ofertas, cesión de excedentes a los distribuidores.
- Comunicación del programa de excedentes OBLIGATORIO para:
* Cogeneración, biomasa, residuos y trat. residuos 10MW.
- En cogeneración, si desvío 5%, se repercute el sobrecoste.
•Art.21: los comercializadores pueden realizar contratos de adquisición de energía
con TODOS los productores en RE.

79. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002
79
Desarrolla tres artículos del RD Ley 6/2000 sobre:
 Artículo 17:
Incentivación de participación voluntaria de instalaciones 1MW en el mercado
Finalización periodo transitorio de instalaciones existentes 50 MW
Incentivo de GdP mayor 0,9 cent€/kWh (1,5 PTA/kWh)
 Artículo 18:
Medidas complementarias para determinadas instalaciones que no participa en el
mercado, con el fin de separar los efectos de sus desvíos sobre las distribuidoras
 Artículo 21:
Regulación de los contratos bilaterales entre productores en régimen especial y
comercializadores.
Además,
 Eleva la prima de la energía solar térmica a 12 cts€/kWh (20 PTA/kWh)
 Introduce un incentivo transitorio a la cogeneración que participa en el
mercado cuando precios del gas natural superan 1,2 cts€/th PCS (2 PTA/th PCS).

80. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002
Participación actual en mercado
Potencia instalada en régimen especial en España
80
11.362
375
654
1.005
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
Al Mercado A la Distribuidora
P = 1 MW 1 P =50 MW 50 P = 100 MW
MW
30% de la potencia instalada en cogeneración
12% de la potencia instalada en régimen especial
4%-5% de la energía casada en el mercado diario

81. 81
Artículo 32 del Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre:
“cada cuatro años se revisarán las primas fijadas en el presente capítulo de
este Real Decreto, así como los valores establecidos para las instalaciones
acogidas al Real Decreto 2366/1994 (..)”
NORMATIVA ARTÍCULO CRITERIOS
Artículo 30.4.
1. Precio renovables (excep. Hidro 10MW)
en la banda 80-90% del precio final de la
electricidad
2. Costes de Inversión
(rentabilidad razonable)
(1)
3. Mejora Medioambiental (2)
4. Ahorro Energía Primaria (3)
5. Eficiencia Energética (4)
6. Nivel de Tensión (5)
Ley 54/1997
del Sector Eléctrico
D.T.
Decimosexta - Cuota energías renovables 12% (Δ)
Real Decreto 2818/1998 Artículo 32
7. Revisión según el precio de
energía eléctrica en el Mercado (a)
8. Revisión según la participación
en la cobertura de la demanda (b)
9. Revisión según la incidencia en
la gestión técnica del sistema (c)
Objetivos de la
Planificación Energética
Plan de Fomento de las Energías Renovables de
30.12.99
Documento de Planificación de 13.9.02
(Δ)
(β)
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas

82. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas
82
Características Generales
Propuesta de la CNE
Características
Específicas
• Transparencia, objetividad y no
discriminación
• Rentabilidad razonable (costes reales)
• Rentabilidad adicional para incentivar:
-El cumplimiento de los objetivos
de la planificación
-La garantía de suministro a corto
plazo: realización de un programa y
su cumplimiento
Primas, precios e incentivos
determinados para 4 años siguientes
en cada tecnología, tomando como
elementos básicos datos reales de 4
años anteriores:
-la inversión unitaria
-el coste neto de explotación
PRIMA
PRECIO
INCENTIVO
COSTE
COSTE
RECONOCIDO
RECONOCIDO
COSTE REAL
PLANIFICACIÓN
PROGRAMA

83. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.4. Propuestas normativas.
83
Sistema de garantía de origen de la Directiva
 Organismo oficial que:
Registre el origen de la energía renovable
Emita certificados que garanticen el origen de la energía
Supervise las instalaciones renovables
El control de tensión
 Incluir al régimen especial conectado a RdT en PO 7.4
 Elaborar PO de control de tensión en distribución
 Alternativamente, complemento de energía reactiva inductiva (consumo) y
capacitiva (producción)

84. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.4. Propuestas normativas. Energía verde
Posibilidades:
El RD 841/2002 permite la contratación entre productores en
régimen especial y comercializadores para la venta de energía a
consumidores o integrarla en el mercado organizado, percibiendo
la prima regulada.
El comercializador vende al consumidor dos productos:
 Energía del pool
 Certificados verdes equivalentes a dicha energía
Nota: Actualmente no existe en España un mecanismo oficial de
garantía de origen, por lo que se tendría que recurrir a certificados
otorgados en el ámbito privado.
84

85. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.4. Propuestas normativas. Mejora de la regulación de la
cogeneración
85
 Puntos de posible estudio:
Participar en el mercado como un generador más, sin primas, y
con posibilidad de prestar todos los servicios.
Eliminación de la limitación de autoconsumo eléctrico mínimo.
Eliminación de la limitación de incorporación al sistema
exclusivamente energía excedentaria.
Eliminación de la limitación de cesión de energía térmica.
Consideración especial de la garantía de potencia y su
retribución como caso de generación distribuida.
Examen de los costes evitados al sistema en transporte y
distribución (inversiones y pérdidas).
Análisis económico por emisiones evitadas: trading de
emisiones o prima

86. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.5. Resumen (1)
Existen tres sistemas alternativos de retribución:
1.Incorporación de la energía a
la red y
86
Precio fijo
_ _
Calidad de la energía
Ingresos promotor
Calidad ambiental
Riesgo promotor
2. Incorporación de la energía a
la red y
Precio de mercado (de la demanda) + Prima
3. Participación en el mercado
y
Precio de mercado (de la oferta) + Prima
(incentivo adicional 0,3 c€/kWh + S.C.)
+
+
_
+

87. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.5. Resumen (2)
87
• Ventajas de los sistemas 1 y 2 :
Internalizan los beneficios ambientales en la tarifa:
Prima 1.000 M€/año (extra de 7% en la tarifa )
Promueven el ahorro y la eficiencia energéticos (respecto a
los combustibles fósiles)
Efectivos para minihidráulica, cogeneración y eólica
• Desventajas de los sistemas 1 y 2 :
(cuando se alcanza un determinado nivel de desarrollo)
Riesgo para el regulador al establecer las primas
Riesgo para el regulador al establecer la cantidad en la
tarifa
Establecimiento de los costes de desvío a los distribuidores
Problemas de operación del sistema (es necesaria más
reserva de capacidad)

88. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.5. Resumen (3)
• Solución a los problemas de los sistemas 1 y 2:
Incrementar la calidad de suministro - fomentar la
participación voluntaria en el mercado (sistema 3)
Precio de mercado + A.S.+ Prima + Incentivo adicional
Portfolio de ofertas realizadas por un intermediario
Participación en el mercado intradiario
Establecimiento de desvíos netos
 Primas para contratos bilaterales (“energía verde”)
Determinar una metodología estable y predecible
para revisar las primas
Mejorar la regulación de la energía reactiva
Metodología para garantizar el origen (Directiva)
Nuevo modelo para la cogeneración
88

89. 5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.5. Resumen
89
www.cne.es

90. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
1. DIRECTIVA 97/11/CE : Evaluación de las repercusiones de determinados
proyectos sobre el medio ambiente, que modifica la Directiva 85/337/CEE
(Evaluación Impacto Ambiental).
iiddeennttiiffiiccaarr ddeessccrriibbiirr eevvaalluuaarr
los efectos
DIRECTOS e INDIRECTOS
de un proyecto
Información pública.
Los proyectos sujetos a evaluación están listados en el Anexo I:
Centrales térmicas 300 MW y centrales nucleares.
Extracción de petróleo y de gas natural.
Presas, gasoductos, minería a cielo abierto 25 hectáreas y líneas
eléctricas aéreas con voltaje = 220 kV y longitud = 15 km.
90
los efectos
DIRECTOS e INDIRECTOS
de un proyecto
-el ser humano, la fauna y la flora
-suelo, agua, aire, clima y paisaje
-bienes materiales y patrimonio cultural
-la interacción entre los factores mencionados

91. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
2. DIRECTIVA 2001/80/CE: Limitación de emisiones a la atmósfera de
contaminantes (SO2, NOx, partículas) procedentes de GIC * que modifica
la Directiva 88/609/CEE, de 24 de Noviembre
91
GIC existentes: antes de 1 de julio de 1987.
Programas de reducción de emisiones s/1980 (-37% SO2 y –24% NOx).
Reducciones significativas antes del 1 de Enero de 2008 (límites individuales
a las GIC existentes): 400 mgSO2/Nm3 y 500 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos)
GIC nuevas: después de 1 de julio de 1987.
La autorización de instalación debe incluir límites individuales de emisión.
– Antes de 27 Nov. 2002 - 400 mgSO2/Nm3 y 500 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos)
– Después de 27 Nov. 2002 - 200 mgSO2/Nm3 y 200 mg/NOx/Nm3 (c.sólidos)
Excepciones:
* baja operatividad anual
* viabilidad técnica y económica de la cogeneración
Informe de la Comisión antes de 2005
*GIC: Grandes Instalac i ones de Combustión ( 50 MW)

92. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
3. DIRECTIVA 2001/81/CE: Techos nacionales de emisión para ciertos
contaminantes atmosféricos.
Limitar las emisiones de SO2, NOx, VOC y NH3, para reducir la lluvia ácida (-
50%) y ozono atmosférico (-66% salud). Con ello se reduce la eutrofización del
sueloN2 (-30%). Se fijan techos nacionales de emisión en 2010 y 2020.
Carga Crítica: Exposición de uno o varios contaminantes por debajo de la
cual no se producen efectos nocivos importantes.
 Antes del 1 de octubre de 2002, se elaborarán programas
nacionales de reducción de emisiones, con las medidas tomadas y
planificadas.
 Se elaborarán inventarios y planes nacionales de emisiones para
el año 2010, con el objetivo de informar a la Comisión Europea y a la
AEMA.
 La Comisión Europea realizará un informe en 2004 y en 2008 sobre
el nivel de cumplimiento. Posible revisión de los techos.
92

93. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
4. DIRECTIVA 96/61/CE: Prevención y control integrados de la
contaminación.
Establece medidas y procedimientos para prevenir o minimizar el impacto
ambiental de las instalaciones industriales.
Para lacanzar un alto nivel de protección del medio considerado como un
todo
Para unificar los permisos ambientales y reducir los procesos
administrativos de autorización (Total coordinación administrativa)
Basada en BAT (Best Available Techniques = mejores tecnologías
disponibles)
Cambio sustancial (incremento = 5% de las emisiones).
La Directiva está enfocada a las instalaciones industriales con alto
potencial de contaminación: instalaciones nuevas (ahora) y existentes (30
de octubre de 2007).
Información pública en el procedimiento de autorización.
93

94. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
5. DIRECTIVA: fomento del uso de biocombustibles para transporte.
Objetivo: establecer un porcentaje mínimo de biocombustibles para
sustituir diesel o gasolina para transporte.
Se consideran biocombustibles: bioetanol, biodiesel, biogas, biometanol,
biodimetileter, biooil y bioETBE (45%).
 Informe de los Estados Miembros sobre el total de ventas de fuel para
94
transporte y el porcentaje de biocombustibles.
 Mínima cantidad de biocombustible como porcentaje sobre las ventas
de gasolina y diesel:
AAññoo %%
2005 2
2006 2,75
2007 3,5
2008 4,25
2009 5
2010 5,75

95. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
6. DIRECTIVA 2002/91/CE: eficiencia energética de los edificios.
El 40,7% de la demanda total de energía es utilizada en los sectores
residencial y de servicios, principalmente para calefacción.
Se estima que existe un ahorro potencial del 22% del consumo actual.
Este porcentaje puede alcanzarse a través de:
 Mejoras en el aislamiento de los edificios.
 Sustitución de las calderas de más de 20 años y adecuación del resto.
 Utilización de componentes más eficientes, uso de sistemas de control e
95
integración de luz natural.
 Instalaciones de producción más respetuosas con el medio ambiente:
– Energías renovables.
– Cogeneración y redes urbanas de calefacción/refrigeración.
– Bombas de calor.
 Adopción de una visión bioclimática en el diseño de los edificios.

96. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Planificación
ANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética.
AHORA
planificación VINCULANTE actividades reguladas
planificación INDICATIVA actividades liberalizadas
RESOLVER FALLOS DE MERCADO RESOLVER FALLOS DE MERCADO A A L LAARRGGOO P PLLAAZZOO
96
Objetivos:
 Garantizar suministro.
 Minimizar impactos ambientales y cumplir objetivos políticos.
 Analizar el posible ejercicio del poder de mercado a largo plazo.
Resultados:
 Establecer señales que puedan orientar a los agentes en sus decisiones.
 Análisis previo de estas señales mediante un modelo de planificación.
 Suministrar información homogénea a los nuevos agentes

97. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Planificación
7. DIRECTIVA 2001/77/CE: Fomento de la electricidad producida con energías
renovables.
Objetivo: incrementar la participación de las energías renovables en la producción de
electricidad y crear las bases para el mercado eléctrico interno.
12% del consumo de energía primaria
2010
22,1% del consumo de electricidad
Mecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento
97
de objetivos y la eficiencia económica de cada mecanismo.
Informes EM:
• Objetivo indicativo de ER en % de demanda eléctrica y medidas.
• Cumplimiento de objetivos indicativos y de medidas tomadas (cada 2 años)
Garantía de origen:
27 octubre 2003
Supervisado por un organismo independiente
Especificará el origen, fecha, lugar y capacidad
Reconocida por todos los Estados Miembros.
Medidas administrativas para autorización, conexión a la red.

98. Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Planificación
8. PROPUESTA DE DIRECTIVA: Fomento de la cogeneración basada en el
uso de la demanda de calor en el mercado interior de la energía.
Objetivo: incrementar la participación de la cogeneración basada la demanda de calor
útil en el mercado interior de la energía (según criterios de eficiencia energética)
Potencial en cada país
Informes de la Comisión Europea: sobre eficiencia económica de cada mecanismo.
Potencial (ahorro de energía primaria) y eficiencia de referencia.
98
Informes EM
 Barreras
 Medidas tomadas sobre acceso a la red.
Garantía de origen: 2 años después de su entrada en vigor
 Supervisado por un organismo independiente
 Especificará combustible, uso del calor, fecha, lugar, cantidad elect., eficiencia
 Reconocida por todos los Estados Miembros.
Medidas administrativas para autorizar y conectarse a la red.

99. Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. Fiscal
9. DIRECTIVA: Imposición de productos energéticos.
Para completar los impuestos indirectos sobre los hidrocarburos, el
carbón, el gas natural y la electricidad.
Los niveles de imposición que apliquen los Estados, no pueden ser inferiores
a los niveles mínimos establecidos en esta Directiva.
Ámbito de aplicación:
Combustibles en motores y calefacción:
Gas Natural: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Transitorio 10 años España
Carbón: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Exenciones para la producción de
electricidad, siderurgia y domestico
Gasolina: 287 - 359 €/1000 l en 2004 España ahora 396
Gasoleo: 245 - 302 (2004) - 330 €/1000 l en 2010 España ahora 294
Gasoleo profesional 245 - 302 (2010) - 330 €/1000 l en 2012
99
Consumo de electricidad: 1€/MWh (industria 0,5 €/MWh)

100. Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto
invernadero (I).
Gases de efecto invernadero: CO2, CH4, N2O, HFC, PFC y SF6.
El Protocolo de Kyoto estableció 3 mecanismos flexibles para reducir las emisiones de
100
forma económicamente eficiente (JI, CDM, ET).
Ámbito de aplicación:
 Actividades energéticas: Instalaciones de combustión 20 MWt, refinerías
 Producción y transformación metales férreos
 Industrias minerales
 Otras actividades
Permiso: Autorización para emitir si se garantiza no sobrepasar un determinado nivel.
 Si se supera, se presentarán derechos equivalentes procedentes de otras
instalaciones o adquiridas en el mercado.
 Sanción por exceso de emisiones no acompañadas de derechos: 40 €/t (2005) y
100 €/t (2008)
Derecho: Derecho a emitir 1 t de CO2. Puede ser transferido en el ámbito
comunitario.

101. Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto
invernadero (II).
101
Plan nacional de asignación (periodos de 5 años):
 Enfoque macro: reparto esfuerzos entre instalaciones de la Directiva y resto de
sectores (domestico-comercial, agrícola, resto de industria y transporte)
 Enfoque meso: entre sectores afectados por la Directiva (proporcional a emisiones
pasadas y futuras ó según coste marginal de reducción)
 Enfoque micro: entre instalaciones dentro de un sector
Calendario: 2005: Posiblilidad de asignación gratuita 85% y subasta 5%
2008: Posiblilidad de asignación gratuita 90% y subasta 10%
Registro nacional de derechos de emisión.
La Comunidad puede celebrar acuerdos con terceros países para lograr el
reconocimiento de los derechos de emisión.

102. Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
Comercio de certificados verdes (I).
En teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más
Electricity Market Customers
102
eficiente.
Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes:
Electricidad
Certificados
El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a
año los consumidores (comercializadores). El mercado fija el precio.
E
C Certificate Market
(electricity)
Customers
(certificate)

103. Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
Comercio de certificados verd es (II).
• Varios países europeos están estableciendo certificados verdes: Italia, Bélgica,
Reino Unido, Austria (hidro), Suecia, Dinamarca y Holanda.
• Características:
• Es posible el comercio de electricidad verde fuera de los Estados Miembros.
• Directiva de la UE: garantizar el origen para poder demostrar que se trata de
energía “verde”.
103
•Certificado de origen.
•Obligación: consumidores
finales, comercializadores o
productores
•Deben ser emitidos por un
organismo independiente.
•Todas las energías
renovables
•Vida limitada del
certificado.
•Sanciones en caso de no
cumplimiento.