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
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.
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
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.
Editor's Notes
El consumo energético crece a nivel mundial y seguirá creciendo en un futuro cercano. En España también, incluso con tasas muy superiores a las de los países de nuestro entorno. Además, nuestras tasas de crecimiento energético están por encima de las tasas de crecimiento de nuestro Producto Interior Bruto, lo que denota, en una primera aproximación, que la eficiencia, en la utilización energética para generar una unidad de riqueza, está disminuyendo. Y esto es cierto, pero debe ser matizado.
Por una parte, de acuerdo con la reciente publicación del Ministerio de Economía sobre “La Energía en España en 2000”, nuestro país tiene uno de los niveles más reducidos de intensidad energética primaria con relación a Europa. También tiene uno de los menores consumos energéticos per capita. Por otra parte, si bien en los últimos años se ha producido una disminución de la intensidad energética en la industria, como consecuencia de las mejoras técnicas adoptadas y los desplazamientos hacia actividades menos intensivas, en los sectores residencial, comercial y de transporte, hemos venido creciendo con tasas muy importantes. La buena marcha de la economía, ha propiciado un incremento del empleo y de la renta, lo que ha posibilitado un mayor equipamiento y una aproximación a las pautas de consumo europeas, tanto en nuestros hogares como en el sector terciario. No obstante, en el sector del transporte, hemos tenido un crecimiento espectacular como el de los demás países, pero en nuestro caso ha sido más acentuado lo que nos ha llevado a tener una de las mayores intensidades energéticas en europea en este sector, fruto de utilizar relativamente más el transporte por carretera que por ferrocarril, y hacerlo con mayores recorridos que nuestros vecinos.
Este comportamiento también se observa en la energía eléctrica, debido a sus buenas características de versatilidad, disponibilidad y de precio. Además, recientemente se ha detectado también un espectacular incremento de la demanda de potencia, lo que lleva a la necesidad de acometer con relativa urgencia nuevas inversiones, tanto en generación como en transporte y distribución.
A todo ello ha contribuido el proceso de liberalización energética que se está desarrollando en nuestro país, que ha aportado una significativa reducción de los precios energéticos (especialmente en el sector eléctrico), lo que supone al menos una mejora en la eficiencia económica. No obstante, se ha de señalar que esta reducción de precios también ha estado acompañada de importantes incentivos económicos de apoyo a la eficiencia energética y medioambiental (por el fomento de la cogeneración y de las energías renovables), sin los cuales la reducción de precios hubiera sido mayor. Pero también mayor hubiera sido el deterioro ambiental.
Porque en general, la transformación y la utilización de la energía afectan negativamente al medio ambiente. Además, los recursos naturales son utilizados de forma ineficiente y sin ninguna responsabilidad intergeneracional.
Introducir el DS desde la perspectiva energética
Perspectivas del Medio Ambiente Mundial: Geo 2000 (PNUMA): se analizan los grandes problemas m.a.
Antiguos: cont. Atmosférica, cont. Agua dulce, extinc. Biodiversidad
Nuevos: cambio climático, modificación genética, prod. Químicos, y los desequilibrios entre sociedades.
Causas: Pautas de consumo de la MINORÍA, elevada dens. poblac mayoria, guerras.
Medios: antiguos (escasos y tardíos) nuevos (“Política de políticas”): “integración y optimización de las variables E, S, y MA”
Génesis histórica: 1ª RI (Siglo XIX) crecimiento económico; 2ª RI (primera mitad Siglo XX)desarrollo social. Actual periodo transición: variable m.a.
Informe Brundtland presentado por la comisión de m.a. y desarrollo de la ONU en 1987: “ desarrollo que satisface las necesidades del presentes sin comprometer la capacidad de futuras generaciones para satisfacer sus propias necesidades”.
Declaración de Rio 92 (Conferencia de Naciones Unidas sobre el M.A y el D): En la Agenda 21: integración y optimización de las variables social, económica y ambiental.
En el nuevo marco regulatorio, la primera variable ... la económica. En materia energética, a los ciudadanos nos preocupa el coste de la energía que consumimos. En los últimos años se ha iniciado un proceso liberalizador de los diferentes sectores energéticos, que tradicionalmente han desarrollado su actividad en estructuras verticalmente integradas y en régimen de monopolio.
Existe el convencimiento general de que es en el mercado donde se alcanzan las mayores eficiencias como consecuencia de unas mejores asignaciones de recursos.
La segunda variable, la social, la podríamos identificar en el sector energético como la posibilidad real que tienen los ciudadanos para acceder a la energía. Recordemos por ejemplo, que en estos momentos una tercera parte de la humanidad carece de energía eléctrica (2.000 M personas). En el mundo occidental disponemos por el momento de energía suficiente para satisfacer nuestras necesidades, pero dado el crecimiento del consumo y lo limitado de los recursos nos preocupa la posibilidad de desabastecimiento (ejemplos California 2001, España 2001, NY, Londres, SW, e It 2003. La seguridad de abastecimiento energético se incrementa mediante la diversificación de combustibles y fuentes de suministro, mediante la utilización de recursos renovables y autóctonos, y en su caso, mediante la cooperación internacional para el suministro de combustibles. Asimismo, es preciso desarrollar infraestructuras que completen las actuales y atiendan la expansión del consumo así como las interconexiones internacionales. Podemos encontrar varios ejemplos de actuaciones concretas que reflejan nuestra preocupación sobre la seguridad de abastecimiento.
El Libro Verde de la Comisión Europea “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”. En la próxima década deben tomarse decisiones relevantes en materia energética. Dependemos del exterior en 50% (futuro 70%). Dos caras de la misma moneda: Suministro (ER, combust.límpia del carbón) y Consumo (existe mayor potencial: profundizar en la liberalización, concienciación individual, cambio modos de consumo, que los precios reflejen los costes, transporte y edificios). El Libro Verde sugiere cambios en los modos de transporte y la adopción de medidas adicionales para incrementar el ahorro energético en los edificios. En este sentido avanza la Comisión Europea a través de una Directiva relativa a los biocombustibles (casi el 6% de la gasolina y gasoil en 2010) y una Directiva (16 diciembre 2002) sobre el rendimiento energético de los edificios -40,7% el consumo total, con el 57% calefacción; 25% agua caliente sanitaria, 11% alumbrado y electrodomésticos- (nuevas y reformas en antiguos de > 1.000 m2: sistema unificado del control de consumo; inspección; certificación cada 5 años)
Situación en España: Mayor dependencia (75%) y reestructuración minería del carbón, no estamos geo-estratégicamente bien situados
La tercera variable del Desarrollo Sostenible es la ambiental. La sociedad demanda energía a un precio razonable, pero además lo hace con una presión creciente sobre el respeto al medio ambiente (Principio 15 de la Declaración de Río)
Cada una de estas variables puede ser tratada por separado, aunque están fuertemente interrelacionadas entre sí:
- Si nos preocupamos por la seguridad del suministro y diversificamos los combustibles y las fuentes de suministro, e invertimos en infraestructuras, podemos encarecer enormemente la energía y dañar al medio ambiente (al utilizar combustibles muy contaminantes).
- Si liberalizamos y creamos mercados en competencia, podemos reducir los precios de la energía, pero si los costes externos no se internalizan completamente y no mejora la gestión de la demanda, derrocharemos energía y dañaremos al medio ambiente.
La Comisión Europea se ha mostrado hasta el momento como la administración más efectiva en el terreno medioambiental, así como en el energético.
La Comisión Europea que no tiene restricciones electorales de corto plazo, se preocupa por la eficiencia económica (y energética) y las por cuestiones medioambientales, por lo que impulsa la liberalización energética sin demorar la adopción de Directivas de carácter medioambiental para que el desarrollo energético en la Unión sea sostenible. Al mismo tiempo, aborda las cuestiones de seguridad y sostenibilidad del abastecimiento energético.
En resumen, la política energética de la UE tiene estos tres objetivos:
La seguridad de abastecimiento
La liberalización y los mercados competitivos
La protección del medio ambiente
Las medidas introducidas para alcanzarlos, corresponden a las Directivas del Mercado Interior de la Energía, las iniciativas sobre fiscalidad, las de limitación de las emisiones, el fomento de las renovables y la cogeneración y los programas de ahorro y eficiencia energética.
Por lo tanto, por lo limitado de los recursos energéticos y por el daño ambiental que se produce con la transformación y utilización de la energía, es preciso fomentar el ahorro y en su defecto, la eficiencia energética, como condición necesaria para que nuestro desarrollo energético sea sostenible.
(pawer)
Or Nuclear Power Plant
They are responsible for emissions of pollutants which cause (cos) ...
(claimet)
(pradats)
LCP: LCP with a thermal capacity over 50 MW
Share (Sher) transportation is very high.
Clean Coal Use.
Presurized fluid bed: Escatrón 80 MW
Gasified Integrated Combined Cycle: Puertollano 320 MW.
DeSO2: Alcudia 3 & 4; Teruel 1, 2 & 3; Litoral 2 & Compostilla 3.
Mix of domestic & import coals
Spanish Coal Plan from 1998 to 2005: Reduction of 5 Mt.
Emission evaluation LCP (kt): 199219951999
SO2157111931136
NOx 267 255 270
CO2 69702 68796 73177
Radioactive Waste Plan.
This is other overview of emissions in Spain:
We have reduced the SO2 emissions from LCP according a Directive.
The CO2 emissions from transportation and navigation is 40%. The share of energy is less.
This is other overview of emissions in Spain:
We have reduced the SO2 emissions from LCP according a Directive.
The CO2 emissions from transportation and navigation is 40%. The share of energy is less.
But the T and D have other potential environmental impacts.
Electrostatic induction
...
(thru)
(audibol)
(reidio) interferences
There are some studies to analyze the possible biological effects. They conclude at the moment without proves for biological effects.
Electrostatic induction:
You can see the electrostatic field (fild) of a transmission line
30 meters from the vertical projection of the cable, the field is practically zero (close to 50 V/m).
Like some domestic appliances. For example:
Vaquium cliner
herdrayar
mesar
Electromagnetic induction:
You can see the electromagnetic field of a transmission line
30 meters from the vertical projection of the cable, the field is practically zero (close 5-15 mG)
Like some domestic appliances. For example:
This is opposite to the 16th Principle of Rio Declaration, which says (sezs)“ Who pollute pay”
En el contexto actual hemos de potenciar mercados energéticos lo más trasparentes posibles en los que las transacciones respondan a asignaciones eficientes. En este sentido, es preciso incorporar los costes de los impactos ambientales en el precio de la energía (sexto programa de acción sobre el m.a. en la UE), cuando no se hubiere optado políticamente por impedir la actividad o el producto contaminante (como fue el caso, por ejemplo, de la gasolina con plomo en sept. 2002). También se deben incorporar los costes del suministro a largo plazo, en sus componentes de garantía de abastecimiento y de responsabilidad intergeneracional.
De esta forma, los mercados energéticos asignarán más eficientemente los recursos y propiciarán un desarrollo sostenible.
Según estimaciones de la AEM los costes externos de la energía eléctrica se sitúan en torno al 1-2% del PIB de la UE.
Desafortunadamente, esta tarea tropieza con dos serias dificultades, la existencia de incertidumbres en la cuantificación de los costes medioambientales o de responsabilidad intergeneracional, ya que generalmente corresponden a bienes intangibles, y la implementación asimétrica de los mecanismos de internalización, que pueden crear distorsiones en el mercado. Por ello, el objetivo debe tomarse conceptualmente como referencia, pero ha de acometerse con gradualidad y prudencia.
En el nuevo marco regulatorio energético, en el que prevalecen los principios de libertad de instalación y de contratación, el Estado no puede imponer directamente a los agentes más condiciones de protección del medio ambiente que las que normalmente se establecen en las declaraciones de impacto ambiental, que acompañan a las autorizaciones de las instalaciones (incorporan Comand and Control) y la planificación indicativa y vinculante
a) Detección de ineficiencias del mercado de medio y largo plazo (garantía de suministro y medioambietales), dándoles además la posibilidad de anticipar las posibles consecuencias de la adopción de determinados mecanismos o incentivos de corrección de dichas ineficiencias.
b) Permitir a los operadores acceder a una información homogénea de medio y largo plazo sin coste alguno, eliminando parcialmente el problema del acceso a la información asimétrica.
El Real Decreto Legislativo 1.302/1986, de 28 de junio, el Real Decreto 1.131/1988, de 30 de septiembre y la Ley 6/2001, de 8 de mayo, que trasponen las Directivas del Consejo 85/337/CE y 97/11/CE. El RD 646/91,de 22 de abril, sobre limitación de agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, que trasponen la Directiva 88/609/CEE. Los RR.DD. 1613/1985; 1321/1922; 717/1987 y XX/2002; establecen normas de calidad del aire en lo referente a la contaminación por SO2, NOx, partículas y Pb.
Aparte de estos instrumentos, si con posterioridad la presión de la conciencia ambiental de la sociedad se incrementa, se precisa imponer nuevas restricciones a los agentes. En los entornos liberalizados se suelen introducir mecanismos de tipo “indirecto”, con el fin de evitar en lo posible restricciones directas en el mercado. Por medio de estos mecanismos, se procura la internalización de los costes ambientales hasta el nivel que la sociedad demanda, sin interferir directamente en el funcionamiento de los mercados energéticos.
a) Instrumentos de tipo fiscal, como los tributos, impuestos y tasas ambientales, asociados a la actividad de transformación potencialmente contaminante, a las emisiones de contaminantes, o al uso o consumo de energía. Estos instrumentos se complementan con deducciones, desgravaciones y subvenciones a las actividades menos contaminantes. En nuestro país, aparte del impuesto sobre el valor añadido, los productos petrolíferos y la electricidad soportan unos impuestos especiales, que incrementan de forma apreciable su precio aunque no puedan ser considerados imposiciones ambientales propiamente dichas. Además, en el ámbito de la UE existen propuestas de imposición energética que pueden ver la luz a medio plazo.
b) Instrumentos de mercado, como son el comercio de derechos de emisión (SO2 ó CO2), las subastas de capacidad de energía renovables o los certificados verdes comercializables.
c) Instrumentos de tipo económico, como los incentivos económicos financiados por los consumidores de energía que pretenden fomentar la transformación tecnológica favoreciendo las actividades con menor impacto medioambiental relativo, como pueden ser las primas a las energías renovables, a la cogeneración o a los programas de gestión de la demanda.
Asimismo, se incrementa la información al consumidor (por ejemplo, proporcionando el mix de generación o las emisiones equivalentes asociadas; se informa sobre la eficiencia de los equipos de consumo o sobre sus curvas de carga) y se extiende la elegibilidad a la totalidad de ellos, permitiéndoles la libre elección de suministrador, lo que supone un enorme avance en el campo de la gestión de la demanda, ya que con ello, los consumidores pueden percibir directamente las señales de precio del mercado.
El sexto programa de acción sobre el m.a. en la UE se propone una combinación de instrumentos: fiscales, incentivos económicos, revisión de las ayudas contrarias al uso eficiente y sostenible de la energía (comb. Fósiles y nuclear).
Análoga a la política energética de la UE con los tres objetivos:
La seguridad de abastecimiento
La liberalización y los mercados competitivos
La protección del medio ambiente
Los instrumentos y mecanismos que la Ley introduce para la consecución de este fin.
1. garantizar el suministro eléctrico
Planificación indicativa y vinculante
Libre instalación empresarial / Régimen reglado de autorización
Retribución de la garantía de potencia
Operación independiente del sistema
2. garantizar la calidad de dicho suministro
Incentivos a la disponibilidad de las redes
Retribución de la distribución vs. calidad
3. garantizar que se realice al menor coste posible: eficiencia económica (asociada a eficiencia energética)
Competencia en las actividades liberalizadas:
- mercado mayorista (organizado y contratos bilaterales físicos)
. Separación vertical de actividades (jurídica y contable)
. Limitaciones al incremento de cuota (limitación de la concentración horizontal)
. Supervisión de la CNE
- mercado minorista
. Elegibilidad total 2003
. Empresas comercializadoras
Eficiencia y trasparencia en las actividades reguladas
Sistema tarifario eficiente: asignación de costes por nivel de consumo y tensión, con discriminación horaria e interrumpibilidad.
La Ley 54/97: “… integrar progresivamente ….”
La Evaluación de Impacto Ambiental
Incentivos económicos a la producción en régimen especial (recargo del 7%)
Incentivos económicos a los programas de gestión de la demanda (recargo del 0,25%)
Dentro de ese marco nacional global, se enmarcan las tres Estrategias relacionadas con el tema que nos ocupa.
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Episodios de escasez del suministro del 17 de diciembre de 2001, la aplicación de estos elementos regulatorios por parte del Operador del Sistema fue considerada muy eficaz en la minimización de sus efectos y consecuencias.
programas de ahorro y eficiencia energética, como los que han acompañado los Planes Energéticos de las dos últimas décadas. Las ayudas del último Plan – 1991/2000 – alcanzaron cerca de 200.000 MPTA y las inversiones sobrepasaron el billón de pesetas. Sus actuaciones se concentraron en cuatro áreas: Ahorro (en la industria, en el transporte y en el sector terciario), Sustitución (de productos petrolíferos por gas natural), Cogeneración (en los sectores del refino, químico y de alimentación) y Energías Renovables (promoción de mini-hidráulica, biomasa y fotovoltaica).
Actuaciones: Coste medio 23 PTA/kWh (un año): 14 c€/kWh
PYME-ENERGIA: 10 PTA/kWh en un año
Admonclima: 6 PTA/kWh en un año
Domoluz/Coveluz: 12 PTA/kWh en un año
Electrodomo: 9 PTA/kWh en 10 años
Bonca: 5 PTA/kWh en 10 años
Incremento de la información: Actualmente se incluyen en las facturas a los clientes orientaciones sobre su consumo, bien comparándolo consigo mismo en otros periodos, o bien comparándolo con un rango de clientes de características semejantes: ahorros en consumos “prescindibles”. Garantía de origen de la energía renovable (energía verde y energía gris: julio 2004) concienciación medioambiental: ahorros de energía en consumos “imprescindibles”.
Ya : EDUCA, GESTIÓN DE CONSUMOS U OPTIMIZACIÓN DEL PEQUEÑO COMERCIO.
Iluminación eficiente.:
ADMONLUZ, equipamiento eficiente (sustitución) en la iluminación de los edificios de uso público (centros docentes, sanitarios y de la administración pública) y del alumbrado público, así como la implementación de sistemas de regulación y control, y de sistemas de corrección de energía reactiva.
DOMOLUZ, cuyo fin era la introducción de lámparas bajo consumo en el sector doméstico.
COVELUZ, equipamiento eficiente y control en la iluminación de espacios comunes en las comunidades de propietarios
Regulación de motores:
La regulación de velocidad de motores eléctricos y en ocasiones, la sustitución por otros mas eficientes: PYME ENERGÍA. Otro objetivo: iluminación eficiente
Bombas de calor: BOMCA
- Sustitución de instalaciones de calefacción eléctrica directa (efecto joule) sin acumulación nocturna, por sistemas de bomba de calor en el sector doméstico;
- Introducción en las PYMES de sistemas eficientes basados en la bomba de calor dirigidos a procesos industriales, climatización y agua caliente sanitaria;
Electrodomésticos eficientes:
A través del programa ELECTRODOMO.
Actuaciones en edificios
La Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo relativa al rendimiento energético de los edificios pretende adoptar directrices en la UE con el objetivo de fomentar el rendimiento de los edificios, teniendo en cuenta las condiciones climáticas exteriores y los requisitos climáticos interiores, las particularidades locales y la relación coste-eficacia.
La referida propuesta de Directiva establece requisitos en relación con:
a) el marco general en el que se inscribe la metodología común de cálculo del rendimiento energético integrado de los edificios;
b) la aplicación de normas mínimas sobre rendimiento energético de los nuevos edificios;
a) la aplicación de normas mínimas sobre rendimiento energético de grandes edificios existentes que sean objeto de reformas importantes;
b) la certificación energética de edificios y, tratándose de edificios públicos, la exhibición de forma destacada de dicha certificación y de otra información pertinente;
c) la inspección regular de calderas y sistemas centrales de aire acondicionado y, además, la evaluación completa de la instalación de calefacción cuyas calderas tengan una antigüedad superior a 15 años.
Define dicha Directiva, entre muchas otras cuestiones, que los Estados miembros aplicarán una metodología de cálculo del rendimiento energético de los edificios basándose en el siguiente marco:
1. La metodología de cálculo del rendimiento energético de los edificios deberá integrar los siguientes aspectos:
a) aislamiento térmico;
b) instalación de calefacción y de calentamiento de agua;
c) instalación de aire acondicionado;
d) sistema de ventilación;
e) instalación de iluminación;
f) posición y orientación de casas y apartamentos;
g) la calidad climática interior;
h) elementos, productos o componentes cuyas características térmicas o energéticas estén certificadas de conformidad con la metodología adoptada en el marco de la “Directiva sobre los productos de construcción” (89/106/CEE) o con las normas nacionales cuando aún no existan normas europeas.
2. En el cálculo se tendrá en cuenta la incidencia positiva de los siguientes aspectos:
a) sistemas solares u otros sistemas de calentamiento o producción de electricidad basados en fuentes de energías renovables;
b) producción de electricidad mediante CHP y/o redes urbanas de calefacción.
3. A efectos de este cálculo los edificios deben clasificarse al menos en las siguientes categorías:
a) casa unifamiliares de distintos tipos;
b) edificios de apartamentos;
c) oficinas;
d) edificios destinados a la enseñanza;
e) hospitales;
f) hoteles y restaurantes;
g) equipamientos deportivos;
h) edifícios comerciales destinados a la venta al por mayor o al por menor.
El consumo de energía eléctrica para calefacción es un uso ineficiente de los recursos energéticos originales (se precisa el cosnumo de 2 o 3 unidades para obterner 1). En Dinamarca, existe un fondo de ahorro de electricidad, finaciado por un impuesto al consumo, que permite al Gobierno conceder ayudas para que las viviendas con calefacción eléctrica puedan cambiarla por calefacción central o con gas natural.
Servicios complementarios: la regulación terciaria a subir, con solo interrumpir todo o parte de su consumo (telecontrol y telemedida). Hasta el momento la regulación no ha permitido la participación de la demanda en este servicio. Se precisa suministrarlo en un máximo de 15 minutos.
El Control de tensión, hasta ahora en trasporte (requiere una prestación mínima de carácter obligatorio y una prestación adicional voluntaria de carácter competitiva) Además los complementos tarifarios.
La retribución de la garantía de potencia pretende compensar a los generadores marginales que ofrecen su energía en los períodos de punta del sistema, la parte de sus costes fijos que no se recuperan en dichos períodos, al tener que limitar sus ofertas por la regulación a un máximo de 18 céntimos de euro por kWh. En estas situaciones de demanda extrema y de proximidad a la escasez, el Operador del Sistema podría optar, por despachar una central marginal “ineficiente”, a la que se le viene retribuyendo su disponibilidad, o bien, por dar una orden de interrupción a determinados consumidores que voluntariamente acepten este servicio.
Principios: los 27 de Río (15 integración del m.a. en los procesos de desarrollo económico, precaución uso instrumentos, 16 internalización costes y bº m.a.)
La Estrategia identifica los retos del desarrollo sostenible para poder afrontarlos...
Innovación tecnológica.
Envejecimiento de la población.
Desequilibrios territoriales.
Gestión sostenible del agua.
Pobreza y exclusión social.
Detecta aquellas oportunidades que debemos aprovechar...
Dinamismo de la pequeña y mediana empresa.
Mejora de las redes de infraestructuras.
Nuevas tecnologías.
Sociedad de la información.
Concienciación ambiental de la sociedad.
Y detecta también las aportaciones que podemos realizar para lograr un mundo más sostenible.
Cooperando en el ámbito internacional.
Afrontando los retos globales como el cambio climático.
Exportando sostenibilidad.
Aportando experiencias.
Las claves sobre las que debe actuar son:
Crecimiento económico, empleo y competitividad.
Recursos naturales y biodiversidad.
Formación, investigación e innovación tecnológica.
Cohesión social y territorial.
Cambio climático y contaminación atmosférica.
Turismo sostenible.
Residuos.
Evaluará sus resultados desde un Observatorio Permanente.
Sistematización de indicadores de sostenibilidad.
Informes bienales de evaluación.
La Estrategia es un instrumento vivo, que se revisará cada cinco años para adaptarse a los cambios sin perder continuidad.
REAL DECRETO 177/1998, DE 16 DE FEBRERO, POR EL QUE SE CREA EL CONSEJO NACIONAL DEL CLIMA.
La estrategia española frente al cambio climático EECC, que se elaborará teniendo presente la información actual y las previsiones sobre las causas y las consecuencias del cambio climático en España, establecerá un conjunto de planes y programas...
El 2.11.01 se redefine Consejo Nacional del Clima (CCAA, locales, sociales, ONG, expertos, etc)
El 6.4.01 Oficina Española Cambio Climático (OECC)
Ahorro anual: T 48%, I 24%, UD 24%
Ahorro anual resto: 1000 ktep
Intensidad energética primaria:
2000-> 240 tep /M€95 (190 a paridad de poder compra)
2012-> 220 tep /M€95
Consumo E. Final:
2000-> T: 34.000 ktep, I: 36.000, UD: 26.000 Total 96.000 (base)
2012-> Total 136.000 (base)
Potencia instalada cogeneración a 31-12-03:
5505 MW (eólica 4458 MW, hidro 1492 MW otros: 944MW
Energía GWh: cogeneración estancada desde año 2000, repunte por incorporación al mercado en 2002
ADVANTAGES
To incorporate the environmental cost in the tariff
To promote the technological change
To enhance energy saving and efficiency
Strong development in hydro, cogeneration and wind
You can see the evolution of the installed capacity.
The origin were mini hydro. After that the growing of cogeneration was very important. Then, in the last years the wing energy has been a spectacular growing .
NO: Poner la genérica
You can see the evolution of the installed capacity.
The origin were mini hydro. After that the growing of cogeneration was very important. Then, in the last years the wing energy has been a spectacular growing .
FÓRMAS VIGENTES DE RETRIBUCIÓN:
RD 2818/1998:
Precio mercado (lado demanda) + Prima + Complemento reactiva (ER) =
PM + SS.CC + GdP + Prima + ER =
Cogeneración
Pequeñas plantas= 5+0,2+0,8+3,5+0,4= 9,9 PTA/kWh
Grandes plantras = 5+0,2+0,8+0 +0,4= 6,4 PTA/kWh
Renovables =5+0,2+0,8+4 +0,4 = 10,4 PTA/kWh
Precio total (renovables) = 9,78 PTA/kWh
RD 2366/1994:
Facturación: Facturación básica + Complemento reactiva + Compelmento discriminación horaria – Abono por incumplimiento
Cogeneración
Pequeñas plantas= 8+0,4+2-0= 10,4 PTA/kWh
Grandes plantras= 6+0,4+1,5-0= 7,9 PTA/kWh
Renovables = 9+0,4+1= 10,4 PTA/kWh
RD 841/2002:
Precio marginal energía + garantía potencia especial + Prima+ Incentivo (cogeneración) = PM+ GdP´+ INC = PM+ GdP´+ (INCb – Prima + sobr.gas)=
Cogeneración
Pequeñas plantas= 5+1,5+3,5+(3,5-3,5+0,1)= 10,1 PTA/kWh
Grandes plantras= 5+1,5+ 0 +(2,5 – 0 +0,1)= 9,1 PTA/kWh
Renovables = 5+1,5+4= 10,5 PTA/kWh
CONCLUSIONES:
a) El incentivo a las renovables para que participen en el mercado (0,5 PTA/kWh) se ve anulado al no cobrar en él el complemento de reactiva (O,4 PTA/kWh)
b) Se incentiva fuertemente a la cogeneración grande a participar en el mercado (1-2 PTA/kWh)
NO: Poner la genérica
¿Afectan a más CCAA > 50 MW?
Solicitarlo y enviar información (técnica y requisitos)
Antes, la información en una Memoria - resumen genérica (ahora solo para la DGE pide “socios”). Silencio negativo “en 6 meses”
Mientras, los precios en el mercado organizado de producción que funciona desde el año 1998, no han visto, salvo episodios concretos, grandes oscilaciones, cerrando cada año como consecuencia del mecanismo de compensación de los llamados “costes de transición a la competencia, CTC” a valores próximos al de referencia de 6 pesetas/kWh (36 €/MWh), umbral por encima del cual los generadores con derechos pasados reconocidos no perciben CTC.
Mientras, los precios en el mercado organizado de producción que funciona desde el año 1998, no han visto, salvo episodios concretos, grandes oscilaciones, cerrando cada año como consecuencia del mecanismo de compensación de los llamados “costes de transición a la competencia, CTC” a valores próximos al de referencia de 6 pesetas/kWh (36 €/MWh), umbral por encima del cual los generadores con derechos pasados reconocidos no perciben CTC.
ADVANTAGES
To incorporate the environmental cost in the tariff
To promote the technological change
To enhance energy saving and efficiency
Strong development in hydro, cogeneration and wind
Problemas:
Prima o precio fijo: riesgo para el regulador:
Incertidumbres:
por exceso
Evolución exponencial de la eólica y volumen importante de solicitudes (25.000MW), por un marco regulatorio estable y favorable y la reducción de costes de inversión
por defecto –biomasa-
Dificultad presupuestaria en la tarifa.
Imputación del coste de los desvíos en terceros. Nuestro mercado diario es un mercado de programas. El distribuidor debe programar su demanda neta (demanda bruta menos predicción del reg.especial). Si se incumple, se precisan SS.CC. De regulación más caros. Se le imputan sobrecostes derivados del rég. especial.
Problemas para el operador del sistema y los gestores de red de distribución. (evacuación, inversión flujos de carga, fluctuaciones de potencia, desvíos, calidad de la onda)
Periodo transitorio de 13 años (conviven dos sistemas)
No se incentiva regulatoriamente el acceso al mercado ni el desarrollo de las herramientas de predicción.
No se ha actualizado la normativa sobre conexión y procedimientos de operación.
Problemas:
Prima o precio fijo: riesgo para el regulador:
Incertidumbres:
por exceso
Evolución exponencial de la eólica y volumen importante de solicitudes (25.000MW), por un marco regulatorio estable y favorable y la reducción de costes de inversión
por defecto –biomasa-
Dificultad presupuestaria en la tarifa.
Imputación del coste de los desvíos en terceros. Nuestro mercado diario es un mercado de programas. El distribuidor debe programar su demanda neta (demanda bruta menos predicción del reg.especial). Si se incumple, se precisan SS.CC. De regulación más caros. Se le imputan sobrecostes derivados del rég. especial.
Problemas para el operador del sistema y los gestores de red de distribución. (evacuación, inversión flujos de carga, fluctuaciones de potencia, desvíos, calidad de la onda)
Periodo transitorio de 13 años (conviven dos sistemas)
No se incentiva regulatoriamente el acceso al mercado ni el desarrollo de las herramientas de predicción.
No se ha actualizado la normativa sobre conexión y procedimientos de operación.
Criterios Normativos en los que se basa la metodología de primas propuesta por la CNE
Criterios principales
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ADVANTAGES
To incorporate the environmental cost in the tariff
To promote the technological change
To enhance energy saving and efficiency
Strong development in hydro, cogeneration and wind
ADVANTAGES
To incorporate the environmental cost in the tariff
To promote the technological change
To enhance energy saving and efficiency
Strong development in hydro, cogeneration and wind
Actualmente un 3% de la energía casada en el mercado diario pertenece a instalaciones de cogeneración
ADVANTAGES
To incorporate the environmental cost in the tariff
To promote the technological change
To enhance energy saving and efficiency
Strong development in hydro, cogeneration and wind
Actualmente un 3% de la energía casada en el mercado diario pertenece a instalaciones de cogeneración
ADVANTAGES
To incorporate the environmental cost in the tariff
To promote the technological change
To enhance energy saving and efficiency
Strong development in hydro, cogeneration and wind
Declaración de impacto ambiental que acompaña a las autorizaciones de las instalaciones. En ellas, previo a un trámite de audiencia pública, la administración ambiental analiza la viabilidad de la instalación desde este punto de vista, formulando las actuaciones correctoras que considera necesarias, e imponiendo una serie de condiciones para la construcción, la explotación y el cierre de la instalación. Es de destacar la imposición de valores límites de emisión e inmisión de contaminantes atmosféricos.
El Real Decreto Legislativo 1.302/1986, de 28 de junio, el Real Decreto 1.131/1988, de 30 de septiembre y la Ley 6/2001, de 8 de mayo, que trasponen las Directivas del Consejo 85/337/CE y 97/11/CE.
El RD 646/91,de 22 de abril, sobre limitación de agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, que trasponen la Directiva 88/609/CEE. Los RR.DD. 1613/1985; 1321/1922; y 717&1987; establecen normas de calidad del aire en lo referente a la contaminación por SO2, NOx, partículas y Pb.
EIA (i-ai-ei) (17th Principle of Río Declaration)
Annex I: Mandatory
Anexo II :
Otros proyectos no incluidos en el Anexo I.
Instalaciones industriales para la extracción de combustibles.
Almacenamiento de gas natural, combustibles fósiles y residuos radiactivos.
Instalaciones para la producción de energía hidraúlica y parques eólicos.
Información suministrada por el promotor:
Descripción del proyecto y de las alternativas.
Principles alternativas estudiadas y razones de la elección.
Un resumen no técnico.
Other emission limits is set in the Directive about ...
atmosfier- O3: Ouson – siling –
SO2 and NOx: will be reducing 50% (over critical load) from 1990
VOC: volatile organic compounds
NH3: ammonia
Eutrofization of the soil: Among of Nitrous Nutrient (over critical load) will be reducing 30% from 1990.
Critical load: exposition to some pollutants without pernicious effects.
Mesars – plann-
EEA: Environmental European Agency
complaiance
Cooperation between countries for information exchange and scientific development.
...
The last command and control mechanism is the IPPC Directive: ...
Mesar – jul – subtansial-
There is the obligation is to achieve the level of emissions that BAT allow.
Annex of the Directive:
Categories of industrial activities.
Other Directives with relation ship of this.
Main polluting substances to be taken into account.
Aspects that must be considered to determine the BAT.
Potenciar la penetración de los biocombustibles en el sector trasporte, como alternativa al incremento de la fiscalidad. La introducción de biodiesel, obtenido a partir de aceites vegetales de bajo coste ayudaría a cumplir los compromisos de nuestro país respecto a la limitación de gases con efecto invernadero, y además contribuiría al desarrollo agrícola, con la promoción de cultivos agroenergéticos
Principal aspects:
Establishment of a common methodology for calculating the integrated energy performance of buildings.
Compliment of minimum standards in new buildings.
Compliment of minimum standards in existing buildings with a surface area over 1.000 m2 which are being renovated.
Establishment of a energy certification system.
Inspections of boilers and heating/cooling installations carried out by qualified and independent people.
En el nuevo marco regulatorio los Estados no pueden ni deben renunciar a la planificación energética, ya que los mercados energéticos por sí solos y con su visión a corto plazo no son capaces de corregir sus propias ineficiencias o fallos, como por ejemplo, los referidos a la garantía de suministro o la no consideración de los impactos ambientales. En el nuevo marco regulatorio, la planificación habrá de tener un carácter indicativo (planificación indicativa), a diferencia de la planificación tradicional, con ventajas tanto para los reguladores como para los agentes. Sus objetivos serían:
a) Posibilitar a los reguladores la detección de ineficiencias del mercado de medio y largo plazo, dándoles además la posibilidad de anticipar las posibles consecuencias de la adopción de determinados mecanismos o incentivos de corrección de dichas ineficiencias.
b) Permitir a los operadores acceder a una información homogénea de medio y largo plazo sin coste alguno, eliminando parcialmente el problema del acceso a la información asimétrica.
Además, la planificación indicativa se ha completar con la planificación vinculante para el desarrollo de las infraestructuras de transporte que son necesarias para el abastecimiento de la demanda.
We will speak now about RES
Possibility of priority access to the grid.
complaian
We will speak now about RES
Possibility of priority access to the grid.
complaian
a) Instrumentos de tipo fiscal, como los tributos, impuestos y tasas ambientales, asociados a la actividad de transformación potencialmente contaminante, a las emisiones de contaminantes, o al uso o consumo de energía. Estos instrumentos se complementan con deducciones, desgravaciones y subvenciones a las actividades menos contaminantes. En nuestro país, aparte del impuesto sobre el valor añadido, los productos petrolíferos y la electricidad soportan unos impuestos especiales, que incrementan de forma apreciable su precio aunque no puedan ser considerados imposiciones ambientales propiamente dichas.
Además, en el ámbito de la UE existen propuestas de imposición energética que pueden ver la luz a medio plazo[1].
[1] Propuesta de Directiva de imposición de productos energéticos, de marzo de 1997 (COM 97 30 final)
GHG: greenhouse gases are these 6 gases. (rifineris)
Allowances entitle (entaitel) the holder to emit a ton of carbon dioxide equivalent during a specified period. The allowances could be transferable.
Permits are an authorization to emit GHG. The authorities grant a GHG permit that sets an obligation to hold allowances equal to the actual emissions.
We can see how the system works with a example:
The authorities grant 80 Permits to a installation. But it emits 100. Then it has tree possibilities:
To reduce its productions (its activity)
To change the technology in order to be more efficient.
To buy 20 allowances in the market.
The decision will be the most cost-effective for it.
The total emission, set by the authority, will be less.
More information.
Permits shall contain the name and address of the operator, a description of the activities and emissions from the installation, monitoring requirements, reporting, requirements and an obligation to surrender allowances equal to the total emissions of the installation.
National registries: in order to ensure the control of the issue, holding, transfer and cancellation of allowances. The national registry shall contain separate accounts to record the allowances held by each person.
Ventajas:
Minimización de costes.
Flexibilidad para adoptar instrumentos nacionales.
Ausencia de incertidumbre en la consecución de objetivos.
Se incentiva la I+D.
Se pueden incorporar objetivos de equidad a través de la asignación inicial.
Se incentiva la transferencia de tecnología.
Inconvenientes:
Dificultades de comprobación.
Posible falta de eficiencia del mercado.
Incertidumbre cobre el coste.
The cost of the certificate must reflect the support that energy from RES needs in each moment.
We can see how the system works with a example:
The authorities set the yearly quota of RES for reatilers (riteilers) (i.e. 5%). Then they have two possibilities:
To invest in RES plants to obtain this quota
To buy certificates in a secondly market and to by electricity in the spot market.
The decision will be the most cost-effective.
The quota set by the authority, will increase in the future..
We will review later the diffrent TGC schemes which will be adopte in the EU countries.
Instrumentos de mercado, como son el comercio de derechos de emisión (SO2 ó CO2), las subastas de capacidad de energía renovables o los certificados verdes comercializables.
We can see how the system works with a example:
The authorities set the yearly quota of RES for reatilers (riteilers) (i.e. 5%). Then they have two possibilities:
To invest in RES plants to obtain this quota
To buy certificates in a secondly market and to by electricity in the spot market.
The decision will be the most cost-effective.
The quota set by the authority, will increase in the future..
We will review later the diffrent TGC schemes which will be adopte in the EU countries.
