2Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Researchs Pipeline
●19 papers en pipeline. Diferentes estados de maduración.
3Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Mercado eléctrico español: principales magnitudes
● 25 millones de clientes
● Mercado residencial ~ 24 millones
● Coste medio de la energía eléctrica ~ 1€ / cliente y día
● Consumo medio ~ 3.800 kWh / año
% energía % nº clientes
Segmento residencial 34% 88%
Segmento industrial PyMES 8% 11%
Segmento grandes consumidores 58% 1%
CENTRAL HIDRAULICA
CENTRAL TERMICA
ALTERNADOR
ALTERNADOR
CLIENTE M.T.
CLIENTE B.T.
C.T.
SAT
C.T.
20 Kv.
15 Kv.
400 Kv.
400 Kv.
400/132 Kv. 132/20
Kv. SAT
220 v.
380 v.
PRODUCCION
DISTRIBUCION
TRA
NSP
OR
TE
GRANDES INDUSTRIAS
6Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
¿Cuánto le cuesta a España la energía eléctrica? ¿En concepto de qué?
7Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
¿Cuánto le cuesta a España la energía eléctrica? ¿En concepto de qué?
Estructura tarifaria 2011
€
●Orden IET/3586/2011. BOE 28/12/11
9
>Costes: 37.854 M€
Tarifa eléctrica total
Coste de producción de
la energía
Ingresos: 32.300 M€
Déficit
Retribución de los activos de transporte y
distribución y otros costes regulados
(9.255 M€ en 2010)
Depende de la evolución del mercado
mayorista(12.247 M€ en 2010)
Coste del transporte y distribución de la energía
Ingresos totales del sector a través de la
tarifa de precios de la electricidad
9
Impuestos
Primas Régimen Especial
Anualidad déficit
IVA e Impuesto de la Electricidad
(7.335 M€ en 2010)
Sobrecoste de las energías renovables(7.134 M€ en 2010)
Anualidad para cubrir déficit acumulado(1.883 M€ en 2010)
Costes no financiados por la tarifa eléctrica y
que se van acumulando año tras
año(5.554 M€ en 2010)
Los ingresos no cubren los costes
10
El déficit tarifario se ha generado porque en la pasada década se han cargado al sistema costes artificiales que han excedido sistemáticamente a los ingresos
Fuente: MITyC , CNE
(a)Incluye déficit extra-peninsular distribuido uniformemente en el periodo 2003-2005
(b)Déficit Peninsular reconocido en el RD 485/2009 (2.280 M€). Déficit extrapeninsular reconocido en el RD 437/2010 (746 M€)
(c)Déficit Peninsular liquidación 14/2007, se aplica minoración de ingresos de CO2 -43 M€ (1.181 M€). Déficit extrapeninsular reconocido en el RD 437/2010 (347 M€)
(d)Déficit Peninsular liquidación 14/2008, se aplica minoración de ingresos de CO2 -1.179 M€ (4.641 M€). Déficit extrapeninsualr reconocido en el RD 437/2010 (467 M€)
(e)Déficit Peninsular liquidación 14/2009, se aplica minoración de ingresos de CO2 1S09 -316 M€
(f)Déficit Peninsular liquidación 14/2010
(g)Estimación interna
Límite de déficit según RD 14/2010
Límite de déficit según RDL 6/2009
(a) (a) (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)
Déficit Tarifario
(M€)
10
El desequilibrio entre costes e ingresos ha provocado el déficit tarifario.
11
Los promotores eólicos, pero sobretodo los fotovoltáicos y termosolares, han sido los únicos beneficiarios de esta política de primas
* La CNE no desglosa entre termosolar y la fotovoltaica antes de 2010Fuente: Liquidación CNE y estimación interna
Evolución de las primas al régimen especial (M€)
11
Variación 04-11: +452%
1.2431.785
3.372
6.214
7.134 6.856
1.245
Resto
Cogeneración
Eólica
Termosolar*
Fotovoltaica*
7.602
12Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
●Figura 2: Evolución de la retribución regulada Fuente: CNE.●
13
El boom de la instalación solar fotovoltaica por la retribución excesivamente favorable cuesta al país 35.000 M€ que aún no hemos terminado de pagar
El sobrecoste de la fotovoltaica podría ser mucho menor de haber instalado en 2011 lo que se instaló en 2008: el ahorro podría haber ascendido a 35.000 M€ y en consecuencia las tarifas de acceso podrían haber
sido un 30% inferiores, con ahorros de más de 2.000 M€ anuales durante los próximos 30 años.
Adicionalmente hay que destacar que las elevadas primas a la tecnología fotovoltaica no han servido para generar desarrollo industrial asociado en España.
13
Fig.1. Potencia fotovoltaica mensual instalada en Espa a 2014-2016 (MW). Fuente CNMC y elaboraci n propia
El suministro eléctrico queda asegurado con las distintas tecnologías de generación, eligiendo en cada momento la más adecuada para cubrir la demanda al mínimo coste
14
Nota:CF: Coste fijo de explotación
CV: Coste variable de generación en el corto plazoFuncionamiento: medido en horas a plena potencia por año
TecnologíaCoste
inversiónCF CV
Funciona-
miento
Seguridad desuministro Emisio nes
Nuclear 8.000No (pero
Residuos)Hidráulica regulable
1.500-2.000 No
Hidráulica fluyente 1.500-2000 No
Bombeo 1.000-1.500 No directas
Carbón 2.000
Ciclo combinado 2.000
Fuelóleo 500
Solar FV Casi nulo 1.600 Nula No
Termosolar Casi nulo 2.000 NulaNiveles
bajos CO2
Eólica Casi nulo 2.100 Nula No
Técnica Abasteci-miento
Flexibilidad
Muy altoAlto/
medio-alto
Medio/
moderadoBajo Muy bajo
Características de las principales tecnologías de generación en España
En función de las diferentes características de las tecnologías de generación, se eligen unas u otras en cada
momento para producir en cada instante la energía demandada
Para cubrir esta demanda al mínimo coste total, hay que tener en cuenta que cada tecnología es óptima para un
número determinado de horas de funcionamiento
Horas de funcionamiento/año
CTbase
CTinterm.
CTpunta
8.760
Costes [€]
P B
1º Horas8.760
Demanda horaria [MW]
Potencia punta
Potencia intermedia
Potencia base
2º
Energía centrales de punta
Energía centrales intermedias
Energía centrales de base
Cobertura de la curva monótona de demanda a mínimo coste y potencia instalada óptima de cada tipo de tecnología
[Fuente: elaboración propia]
Electricidad3. Generación
15Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Formación de precios de generación: Funcionamiento del mercado
SUBASTAS S.U.R
16Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Demanda horaria 3 de febrero a 31 de marzo de 2013. (máximo histórico en potencia media horaria)
Fuente: REE
17Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Curva de demanda 27-dic-2007 (máximo histórico en potencia media horaria)
Fuente: REE
20Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Curvas de generación para ese día
NuclearCarbón
CCGT
Eólico
Resto Régimen EspecialHidráulica
Fuel Gas
Fuente: REE
8.000
2.000
5.000 5.000
3.200
18.0009.000
22Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Planificación de la Red de Transporte de energía eléctrica en la península
Las actividades de transporte y distribución permanecen bajo un esquema regulado debido a su carácter de monopolio natural, dadas sus características intrínsecas
23
Separación de actividades reguladas de la generación y comercialización[Fuente: elaboración propia]
La legislación nacional establece la separación jurídica, contable , funcional , de marca e imagen de las actividades reguladas de aquéllas que se llevan a cabo en competencia, para el caso de grupos empresariales verticalmente integrados
Borrador RD 18 Nov. 2011
Generación Transporte Distribución
ACTIVIDADES REGULADAS
Gestión Económica del sistema
(Compra-Venta de electricidad)
ACTIVIDADES EN COMPETENCIA
Gestión técnica del sistemaOS
CNMCRegulador
Comercializador
Cliente final
Para posibilitar la liberalización
(competencia en generación y
comercialización), se ha de
garantizar el libre acceso a redes, mediante el pago
de tarifas de accesoEl modelo español de
separación de las actividades de
transporte es del tipo Transmission System Operator (TSO), donde el operador y gestor de
la red es también propietario de las instalaciones de
transporte
Las redes de transporte llevan la electricidad desde el punto de generación hasta los grandes consumidores y las redes de distribución hasta el resto de consumidores
24
Técnica
Abastecimiento
Flexibilidad
Principales cifras de las actividades de redes en España
La actividad de transporte está gestionada por REE, mientras que en la actividad de distribución participan
Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, HC Energía y E.ON
La retribución de las actividades reguladas se calcula en función de la inversión, O&M y gestión de las redes
Evolución de la retribución de la actividad de distribución [M€][Fuente: BOE]
[Fuente: REE, CNE]
Principales cifras y localización geográfica de las actividades de redes en España
[Fuente: REE, CNE SICE-distribuidores]Nota:
No se presentan los datos de la actividad de transporte de Iberdrola, GNF, Endesa y EDP por ser marginales respecto a la actividad de distribución
Cifras año 2012
Km de red 41.229Posiciones de subestaciones 5.053Capacidad transformación [MVA] 78.050Tr
ansp
orte
Cifras año 2012Mill. puntos suministro
Energía(TWh)
11,3 92,0
10,6 56,7
4,2 34,1
0,8 17,3
0,6 5,1
Total 27,7 237,2
Dis
trib
ució
n
Endesa
Iberdrola
Gas Natural Fenosa
HC Energía
E.ON España
Evolución de la retribución del transporte [M€][Fuente: BOE]
+8%
2013
1.604
2012
1.760
2011
1.534
2010
1.397
2009
1.344
2008
1.246
2007
1.090
2006
1.013
2005
937
2004
834
2003
696
2002
627
2001
582
2000
550
2.957
2001
2.899
2000
2.824
4.454
2007
4.250
2006
3.666
2005
3.568
2004
3.402
2003
3.017
2002
+4%
2013
5.098
2012
5.301
2011
5.461
2010
5.498
2009
4.538
2008
25Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
La Actividad del Transporte es retribuida de acuerdo a la siguiente formulación:
Donde:
– TR1998in: Retribución Instalaciones existentes a 31-12 1997
– IINTin: Retribución de las Nuevas inversiones
– IDin: Retribución por Incentivo a la Disponibilidad
Retribución de las Actividades Reguladas - Transporte
26Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
●Para las inversiones construidas por Adjudicación Directa, su retribución constará de:
● Una anualidad que recoge los costes de amortización y retribución● Coste anual de Explotación, que incluirá costes de O&M, estructura y
circulante y otros costes necesarios para desarrollar la actividad.
Retribución de las Actividades Reguladas - Transporte
●Sin embargo, tanto la Ley 54 / 97 como la regulación actual contempla la posibilidad de que las nuevas inversiones a realizar en transporte, puedan ser realizadas por un tercero, ajeno al transportista “zonal”. Con ello se introduce un elemento más a la competencia.
27Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
La nueva fórmula contemplará incentivos de calidad y de pérdidas, así como el aumento de los costes de inversión y explotación
Los incentivos de calidad y de pérdidas son anuales, no se
consolidan
Para el cálculo de IPC, Y, Q y P se toman datos de los doce
meses anteriores al 30 de junio del año pasado, por lo que en principio se minimizarían las
diferencias entra previsto y real
El aumento de costes de inversión y explotación por incremento de actividad
se calculará en base a un Plan de Inversión y Gastos que deberá valorar la CNE con un modelo de red de referencia
que tome como punto de partida las instalaciones inventariadas
28Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
La fórmula actual para la retribución de la actividad de distribución es desfavorable
– Fe (factor de eficiencia) es 0.3 en comparación con 0.85 para la distribución de gas
– Los valores aplicados para incremento de IPC y de demanda son los previstos al inicio del periodo, no los reales
– Esto ha llevado durante varios años a tener un crecimiento de Rn de tan sólo un 2%
29Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
… y la relación ‘calidad / precio’ es de las mejores
** Resto datos año 2004Fuente: Análisis McKinsey.
Portugal
FinlandiaSuecia
UK
España 07
Francia
Austria
Holanda
Alemania
España 04
30Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
La retribución en términos unitarios de la distribución eléctrica en España es la más baja de Europa
*España: datos año 2007. Resto de países: datos año 2004 ** Gross revenues: incluye actividad comercial en algunos países***Punta de demanda.Fuente: Regulators, companies, Eurelectric, McKinsey analysis.
●Revenues** M€ ●M€/MW***
●0.19
●0.12
●0.15
●0.13
●0.13
●0.19
●0.12
●0.14
●0.10
●0.14
●0.08
●0.15
●0,08
●0.12
●0.10
●26.49
●19.69
●29.24
●22.42
●23.17
●29.91
●22.41
●31.39
●18.77
●18.90
●14.25
●31.74
●13,84
●21.86
●17.94
●€/MWh
●364
●313
●322
●591
●311
●324
●161
●350
●158
●259
●627
●207
●140
●604
●207
●€/customer ●€/Km2
●19,238
●51,097
●22,442
●7,804
●18,551
●40,141
●8,220
●8,686
●17,625
●48,171
●6.372
●12,750
●7.616
●6,802
●24,776
1.616
1.574
965
1.807
10.092
14.330
1.085
608
5.305
1.975
1.614
1.173
3.854
3.061
5.649
●Lowest remuneration
●Highest remuneration
Austria
Belgium
Denmark
Finland
France
Germany
Greece
Ireland
Italy
Netherlands
Norway
Portugal
Spain*
Sweden
UK
31Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Capacidad máxima en
contingencia (Potencia
firme)
Potencia instalada
Demanda máxima
Horas en riesgo
Hours
Demand
E (EDS) = Prob. Failure * Energy at RiskLa reducción esperada de EDS atribuible a al actuación se obtiene por diferencias entre ambas situaciones (antes y después de la actuación).
Valoraciones.Descripción de los problemas resueltos por el plan. N-1.
32Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
La reducción esperada de EDS atribuible a al actuación se obtiene por diferencias entre ambas situaciones (antes y después de la actuación).
Valoraciones.Descripción de los problemas resueltos por el plan. N.
36Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Fig 6. Power demand by the client every fifteen minutes for the complete year
39Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcosFig 3. Estimated costs of lithium ion batteries (source: Nykvist and Nilsson,2015)
41Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Researchs Pipeline
●18 papers en pipeline. Diferentes estados de maduración.
42Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Researchs Pipeline
●18 papers en pipeline. Diferentes estados de maduración.
43Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Researchs Pipeline
●18 papers en pipeline. Diferentes estados de maduración.
44Sector Eléctrico Español . Dr. A. arcos
Researchs Pipeline
●18 papers en pipeline. Diferentes estados de maduración.
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