Re To Sector Elect Rico

Retos del sector eléctrico

Rafael Villaseca, consejero delegado de Gas Natural Foro de la Nueva Energía. Nueva Economía Fórum Madrid, 21 de octubre de 2009

0

Contenido 1.- Evolución reciente del sistema eléctrico español 2.- Desequilibrios existentes 3 El “mix” de generación 3.4.- Conclusiones y propuestas

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Evolución reciente del sistema eléctrico español

El consumo de electricidad en España p ha aumentado a un ritmo del 4,4% anual durante los últimos años

∆(00-08)+4,4% ( ) , anual

∆(08-09) -4,2% ,

Fuente: REE para los datos demanda eléctrica 2000-2008, 2009 estimación propia, CEE nota informativa sobre la evolución de los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados

Dato real marzo 2009 publicado en la nota informativa CNE de 14 de julio 2009

-3-

El sistema eléctrico español p reaccionó a los problemas p de suministro y al reto del cambio climático, con éxito

61 543 61.543

95 709 95.709

+34.166 34.166 MW (+ 56%) +16.839 MW (+138%)

+ 17.327 MW (+ 35%)

Un 80% de la nueva capacidad de generación en régimen ordinario ha sido ciclos combinados (gas natural), y un 70% de la nueva generación en régimen especial ha sido eólica Fuente: REE

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Los p precios de la electricidad para p el consumidor final durante la última década se han reducido en términos reales en un 12%

+ 35% + 19%

- 12%

Fuente: REE, INE

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El g gasto promedio p en electricidad de un hogar g español p es similar al precio de un café Factura real promedio de baja tensión1 en España 2008

1,39 €/día Datos de la CNE en el informe “Consumo eléctrico en el mercado peninsular 2008” para los clientes de baja tensión con tarifa integral

1

• Energía consumida: 98.991 GWh

2

• Precio medio: 12,22 c€/KWh

Estimación de la factura promedio residencial en España 2009

1,13 €/día

~

1,13 €/día es el coste medio estimado de la tarifa desde junio de 2009 para 12,6 millones de hogares con tarifa 2.0.2 (CNE).

12 096 Millones € 3 = 1 x 2 • Factura total de la electricidad: 12.096

4

• Número de clientes1: 23,7 Millones

5 = 3 / 4 • Factura promedio por cliente: 510 €/cliente 6 = 5 /365 • Importe por cliente día: 1,39 €/día

Fuente: CNE (Consumo eléctrico en el mercado peninsular 2008) 1.- Todos los clientes con tarifa integral de baja tensión T<1 Kv

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La factura de la electricidad doméstica en España p está un 15% por debajo de la media de EU15, en 2008

EU 15: 173 €/MWh España 146,1 €/MWh:-15%

Fuente: Base de datos de Eurostat

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La factura de la electricidad industrial está un 14% por debajo de la media de la EU15, en 2008

EU 15: 101€/MWh España 86,6 €/MWh: -14%

Fuente: Base de datos de Eurostat

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D Desequilibrios ilib i existentes i t t

Los ingresos g regulados g del sistema eléctrico no soportan todos los costes imputados Ingresos regulados

Datos reales 2008 Según informe de liquidación 14 /2008 de la CNE de 2 abril de 2009

Datos p previstos 2009 Según informe de la CNE 19/2009 de 23 junio 2009

Costes de energía en tarifa

Costes de acceso

Déficit

17 950 M€ 17.950

-

, 11 719 M€1,2 11.719

-

11 431 M€ 11.431

= -5.200 -5 200 M€

13 529 M€ 13.529

-

14 383 M€3 14.383

-

3 142 M€4 3.142

3.996 996 M€ = -3

• Ingresos de clientes a t if energía tarifa: í + acceso • Ingresos de clientes liberalizados: acceso

• Transporte • Distribución

*

• Energía consumida por los l clientes li t en tarifa

• Otros

El déficit y sus intereses asociados son pagado por el consumidor (según ley 54/1997) a lo largo de un periodo de 15 años * Por el Real Decreto Ley 6/2009, el déficit 2009 tiene que ser 3.500 M€ 1 Según nota de prensa CNE 15 septiembre 2009 se incluye una minoración del CO2 de 1 1.1.179 179 M€ 2.- Se ha distribuido uniformemente el valor del déficit extra peninsular que según el MITyC ha sido estimado por Endesa para el periodo 2006-2008 en 1.677 M€ (559 M€ en 2008) 3.- Se incluye el efecto del RDL 6/2009 (22 M€ ciclo combustible nuclear, 236 M€ del 17% de compensación extrapeninsular asignado a PGE y 373 M€ minoración C02 en 1S2009) 4.- Compras de energía durante el primer semestre 2009

- 10 -

Evolución del déficit tarifario eléctrico

5.200

Compromiso RD 6/2009 Déficit = 3.500

3.996

4.007

3.000

2.839

2.000

1.876

1.740 1.000

Compromiso RD 6/2009 Déficit = 0

177 **

** Déficit extra peninsular

***

***

Déficit peninsular

Compromisos según RD 6/2009

Fuente: MITyC, CNE informe 19/2009, Liquidación 14/2008 extra peninsular distribuido uniformemente en el periodo 2001 2001-2005: 2005: 886 M€, 2006 2006-2008: 2008: 1.677 M€. UNESA publica para el periodo 2001-2008 2001 2008 una cifra de 2.061 M€ * Déficit extra-peninsular ** Déficit reconocido en el RD 485/2009 *** Se aplica minoración de 43 M€ según nota de prensa de CNE 15 septiembre 2009 **** Se aplica minoración de 1.179 M€ según nota de prensa de CNE 15 septiembre 2009

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Financiación del déficit tarifario eléctrico

Total: 19.518 M€ Total: 17.294 M€

Total: 17.294 M€ Total: 12.188 12 188 M€

Fuente: MITyC, Memoria justificativa del RD 6/2009; CNE informe 19/2009 * La estimación de la CNE es de 3.996 M€

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El p precio de la energía g eléctrica (la ( generación) g ) se ha reducido un 40% en 2009 Precio medio 2008 6,4 c€/kWh

Precio medio 2009 3,8 c€/kWh

Fuente: OMEL Nota: Precios medios calculados ponderando con la energía de adquisición en el mercado

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Los costes de acceso del sistema eléctrico están aumentado un 23% Costes de acceso (M€)

2008

2009

Costes del sistema1

5.763

6.177

C Costes asociados

5 957 5.957

8 206 8.206

11.719

14.383

Costes de acceso

+38%

Un tercio de los costes de todo el sistema eléctrico (regulado y liberalizado) son costes asociados Fuente: F t CNE liliquidación id ió 14/2008 d de 2 d de abril b il d de 2009 2009, IInforme f 19/2009 d de 23 d de jjunio i d de 2009 1.- Transporte, Distribución, Comercialización y costes del operador de sistema, mercado y CNE

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La tarifa eléctrica soporta p importantes p costes asociados al sistema Estimación de los costes asociados al sistema eléctrico según informe de la CNE 19/2009 de 23 de Junio de 2009 Compensación a la generación extra peninsular (83% ( % del total))1 Plan de Ahorro y Eficiencia

2009

1.152 309

Primas al Régimen Especial

4.772

Anualidades de déficit anteriores (principal + intereses)

1.468

Resto

505

Total

8.206

Solar

1.692

Eólica

1 311 1.311

Cogeneración

1.033

Trat. Residuos

272

Hidráulica

195

Biomasa

180

Residuos

89

TOTAL

4.772

El déficit de tarifa previsto para 2009 asciende a 3 3.996 996 M€ M€. Sin estos costes asociados, el sistema eléctrico tendría en 2009 un superávit superior a 4.000 M€ 1.- Según RD 6/2009 la compensación extra peninsular prevista para 2009 será financiado en un 17% con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, incrementándose hasta un 100% en 2013

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Las p primas al régimen g especial p han aumentado un 170% en los últimos 5 años Evolución de la prima al régimen especial (M€) 4.772 (1) 3.355

+170% 2.281 1 768 1.768 1.239

1.238

1 La 1.L previsión i ió totall para 2009 es d de 4 4.772 772 M€ M€, según ú iinforme f CNE 19/2009 de d 23 de d junio j i Fuente: CNE “Información estadística sobre las ventas de energía al régimen especial“, agosto 2009 Nota: De confirmarse las desviaciones publicadas en la liquidación Nº7 de 2009 de la CNE, las primas al régimen especial podrían ascender a 5.655 M€

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El “mix” “ i ” de d generación ió

Las energías g renovables con régimen g especial p han multiplicado por 4,5 su producción durante los últimos 8 años Entre paréntesis evolución 2000 -2008

15%

Renovables régimen especial (+344%)

8%

Cogeneración (+37%)

32%

Ciclos combinados

16%

Fuel (-75%) Carbón (-39%)

21%

Nuclear (-5%)

100%

8%

Régimen especial (+148%)

Régimen ordinario (+25%)

Hidráulico (-23%)

Durante el 1er semestre de 2009, un 28% de la energía eléctrica fue generada con tecnologías renovables (centrales hidroeléctricas 11% y tecnologías renovables en régimen especial 17%) Fuente: REE

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Las energías g renovables no son competitivas p frente a las convencionales

Tecnologías renovables

Tecnologías convencionales

Fuente: BCG

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Las tecnologías g renovables en régimen g especial p cuentan con dos ventajas: Subvención y obligación por parte del sistema de comprar toda la energía que producen

Estimación del precio medio del mercado eléctrico 2009 en el informe 19/2009 de la CNE

42 €/MWh

~ x10

~ x2,5

~ x2

~ x2

~ x2

Fuente: CNE, Informe 19/2009 sobre la propuesta de orden ministerial por la que se revisan las tarifas de acceso eléctricas a partir del 1 de julio de 2009

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El volumen de subvenciones asociado al régimen g especial p ascenderá en 2009 a más de 4.700 M€

La subvención a las renovables equivale a: • x39,5 veces el presupuesto incluido en los PGE 2009 para la investigación energética medioambiental y energética, tecnológica (CIEMAT) • x5,5 veces el presupuesto del Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC)

Total: 4.772 M€

Las subvenciones van al promotor y no al del I+D+i Fuente: CNE, Informe 19/2009 sobre la propuesta de orden ministerial por la que se revisan las tarifas de acceso eléctricas a partir del 1 de julio de 2009, Presupuestos Generales del Estado 2009 y CSIC (Presupuesto 2008) Nota: De confirmarse las desviaciones publicadas en la liquidación Nº7 de 2009 de la CNE, las primas al régimen especial podrían ascender a 5.655 M€

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Las energías g renovables generan g externalidades positivas y negativas Principales externalidades negativas

Necesidad de back up

Necesidad de infraestructuras

Infrautilización de la capacidad existente

Mayores costes operativos

La valoración del impacto positivo de las tecnologías renovables en reducción de las emisiones de CO2, dependencia energética y, aunque más cuestionado, creación de puestos de trabajo, debe de tener en cuenta las externalidades que genera en el propio sector eléctrico - 22 -

Para alcanzar los objetivos j 20-20-20 de la UE,, España p aspira a producir más del 40% de la energía eléctrica con renovables1 en 2020 Objetivo de penetración de renovables en la generación eléctrica 2020 Crecimiento anual 2009-2020 +6,87%

~ x2,1

España: Pasar de 20% a 41% de producción eléctrica de origen renovable1 UK: Penetración del 30% en renovables, y desarrollar un plan integral g que q contribuya y a reducir las emisiones de CO2

Fuente: MITyC, “The UK low Carbon transition plan” DEE UK 1.- Renovables régimen especial e hidráulicas

Producción total (Twh)

29 3

303

35 5

387

% Renovables

15%

25%*

36%

41%

Crecimiento anual 2009-2020 +2,25%

Fuente: MITyC * El dato real en el primer semestre de 2009 ha sido 28%

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Evolución del importe p de las subvenciones al régimen g especial (2009-2020) Subvenciones a renovables bajo un escenario de primas 2009 y estimaciones de producción de MITyC para conseguir objetivos 2020 ~13.100 M€

Las subvenciones a las energías renovables acumuladas hasta 2020 pueden ser superiores a 100.000 M€ Sin considerar:

~4.800 M€

• Gastos de infraestructuras • Externalidades a la generación convencional: ƒInfrautilización de la capacidad d generación de ió ƒMayores exigencias de arranque-parada • Necesidades de back-up y garantía de potencia

Nota: Supuesto manteniendo las primas de 2009 y evolución de energía producida por tecnología en régimen especial prevista por MITyC Fuente: MITC, CNE, Estimación GN

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Estructura del sector

Tecnologías fijadoras de precio: a mercado (carbón y gas natural)

Tecnologías subvencionadas: consumo obligatorio y precio subvencionado (Régimen Especial: eólica, solar…) Tecnologías tomadoras de precio: consumo obligatorio (nuclear, hidráulica)

Fuente: MITyC

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C Conclusiones l i y propuestas t

Conclusiones (I) () El sector eléctrico español ha realizado un importante esfuerzo inversor en los últimos años para garantizar el suministro, ser competitivo p y abordar el reto del cambio climático En un entorno de crecimiento de la demanda del 4,4% anual, el índice de cobertura ha mejorado en más de un 40%. El precio real para el consumidor final desde 1998 se ha reducido en un 12%, siendo el precio de la electricidad en España un 15% más barato que la media Europea. p La potencia eléctrica se ha incrementado en 34.000 MW, fundamentalmente en ciclos combinados y energía eólica, que en la actualidad es el mix energético más eficiente para reducir las emisiones de CO2 Para alcanzar los objetivos del 20-20-20, España aspira a producir más del 40% de la energía eléctrica con tecnologías renovables en el 2020. En el primer i semestre t de d 2009 ya h han representado t d un 28% 28%.

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Conclusiones (II) ( ) Sin embargo la política actual tiene que hacer frente a unos retos muy importantes Repercutir al consumidor final los 19.000 M€ de déficit acumulado en los últimos años, sin que afecte a la competitividad de la economía española. Implantar las medidas adecuadas para reducir el déficit anual de tarifa tarifa, que actualmente es de 4.000 M€, a 0 en 2013. Compatibilizar las políticas anteriores con el pago anual de más 4.700 M€ de primas i all régimen é i especial, i l que se han h multiplicado lti li d por tres t en los l últimos últi cinco años para compensar sus costes superiores: ● Directos: de entre 2 y 10 veces el coste de la energía g convencional. ● Indirectos (externalidades negativas): necesidad de back-up, infraestructuras y costes operativos mayores, etc. (sobrecostes no incluidos en las primas al régimen especial). especial) Establecer un “mix” de generación respetuoso con el medio ambiente y que no suponga un retroceso en el proceso de liberalización del sector eléctrico, ni afecte negativamente a la competitividad competitividad. - 28 -

Propuestas de líneas de acción

1•

Definir una política energética sostenible, sostenible también desde el punto de vista económico

2•

Evolucionar E l i hacia h i un sistema i t eléctrico lé t i económicamente más eficiente

3•

Mantener los objetivos, pero revisar la estrategia de reducción de las emisiones de CO2

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1 Definir una política energética sostenible,

también desde el punto de vista económico Ejes de la política energética

Medioambiental

Seguridad de suministro

Económico

Asegurando la consecución de los objetivos de emisiones acordados por el Gobierno Español Diversificando las fuentes de combustible y garantizando la capacidad de generación Atendiendo a las necesidades de competitividad de la industria española en relación a los precios medios de energía de la UE

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2.1

Evolucionar hacia un sistema eléctrico económicamente más eficiente:

Completando la liberalización total del mercado eléctrico

Fuente: Eurostat, CNE Nota informativa sobre la evolución de los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados

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2.2

Evolucionar hacia un sistema eléctrico económicamente más eficiente:

Reconociendo los costes totales reales asociados a las tecnologías g renovables Back up: Necesidad de disponer de potencia térmica de respaldo para garantizar un suministro continuo Desarrollo de red de transporte: Necesidad de desarrollar la red de transporte para acomodar la nueva capacidad de generación con baja utilización Mayores exigencias operativas: El incremento de arranques y variación de carga se traducen en mayores costes de operación y mantenimiento, y en una reducción de la vida útil de las centrales

Equivale a tres veces la capacidad de generación convencional1 de Portugal

Fuente: MITyC,REE 1.- Incluyendo generación hidráulica

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2.3

Evolucionar hacia un sistema eléctrico económicamente más eficiente:

Reduciendo los subsidios directos o indirectos que distorsionan el funcionamiento del mercado

• El 32% de los costes del sistema eléctrico español están asociados a decisiones de política energética

11.214

8.206

25.597

14.383

6.177

Fuente: CNE informe 19/2009 Coste de la energía producida calculado como la demanda estimada para 2009 corregida por unas perdidas de transporte del 12% al precio del pool estimado en 2009 por la CNE

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3.1

Mantener los objetivos, pero revisar la estrategia de reducción de las emisiones de CO2

Ajustando la senda de penetración de renovables y las primas de forma q que se consiga g una mayor y peso p de las tecnologías g renovables con un mismo esfuerzo Adaptándose p a la demanda Aplicando una curva de aprendizaje más realista de las tecnologías Reflejando que los países que avancen más rápido en la inclusión de renovables tendrán un parque de generación más caro Remunerando en función del riesgo

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3.2

Mantener los objetivos, pero revisar la estrategia de reducción de las emisiones de CO2

Asegurar que las subvenciones favorezcan el I+D+i frente a la promoción, con el objetivo de que sean competitivas

Las subvenciones han de ir a mejorar la eficiencia de las tecnologías renovables - 35 -

3.3

Mantener los objetivos, j , pero p revisar la estrategia g de reducción de las emisiones de CO2

Explorar otras opciones que permitan reducir las emisiones de CO2 garantizando la competitividad de la economía y la consecución del 20 20 20 como por ejemplo 20-20-20, j l ell secuestro t y captura t de d CO2

Fuente: IEA “ How the Energy sector can deliver on a climate agreement in Copenhagen”

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3.4

Mantener los objetivos, j , pero p revisar la estrategia g de reducción de las emisiones de CO2 Potenciar la eficiencia energética

Eficiencia

•A

Desarrollando una red de transporte p y distribución eléctrica “inteligente”.

B•

Incentivando la generación distribuida con tecnologías económicamente viables.

• C

Elaborando más medidas que garanticen el consumo final más eficiente de la electricidad.

D •

Actuando decididamente sobre el sector del transporte.

Renovables Bio combustibles N l Nucleares Secuestro y captura de carbono

Fuente: IEA “ How the Energy sector can deliver on a climate agreement in Copenhagen”

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