Download - Consideraciones ambientales
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REGULACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES.
CONSIDERACIONES MEDIOAMBIENTALES
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
la explotación Sociedad basada en de la
energía.
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.
1. El desarrollo energético sostenible. Consumo de energía.
4
1. El desarrollo energético sostenible.
Demanda eléctrica (anual).
5
1. El desarrollo energético sostenible.
Demanda eléctrica (mensual).
6
1. El desarrollo energético sostenible.
Demanda eléctrica (diaria).
7
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 naturalesEl Gobierno español elabora la Estrategia Española de Desarrollo Sostenible.
DESARROLLODESARROLLOECONÓMICOECONÓMICO
DESARROLLODESARROLLOECONÓMICOECONÓMICO
DESARROLLODESARROLLOAMBIENTALAMBIENTAL
DESARROLLODESARROLLOAMBIENTALAMBIENTAL
DESARROLLODESARROLLOSOCIALSOCIAL
DESARROLLODESARROLLOSOCIALSOCIAL
1. Desarrollo Energético SostenibleEl desarrollo sostenible
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-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
EFICIENCIAEFICIENCIAECONÓMICAECONÓMICAEFICIENCIAEFICIENCIA
ECONÓMICAECONÓMICA
COMPATIBILIDADCOMPATIBILIDADAMBIENTALAMBIENTAL
COMPATIBILIDADCOMPATIBILIDADAMBIENTALAMBIENTAL
SEGURIDAD DESEGURIDAD DE ABASTECIMIENTOABASTECIMIENTOSEGURIDAD DESEGURIDAD DE
ABASTECIMIENTOABASTECIMIENTO
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.
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Central térmica
carbón/petróleo/ gas natural
2. Los impactos ambientales. Generación.
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 de alta actividad*GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)
2. Los impactos ambientales. Generación.
11
2. Los impactos ambientales. Generación.
Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicasEstimación hasta 2006
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
kt
CO
2
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
kt
NO
x,
SO
2 y
p
art
ícu
las
CO2 SO2 NOx Partículas
12
2. Los impactos ambientales. Generación.
Emisiones de CO2 en GIC. Año 2001.
Fuel / Gas16%
Carbón de Importación
18%
Lignito Pardo18%
Lignito Negro8%
Hulla + Antracita
40%
Emisión de CO2 por sectores.
Transporte39%
Otros10% Energía
29%
Manufactura y construcción
22%
Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31/12/01).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
J.Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes VandellósII
Trillo
Capacidad ocupada Capacidad libre
REINO UNIDO2,6IRLANDA
3,3
BÉLGICA3,6
DINAMARCA3,1
SUECIA1,9
FINLANDIA3,5
HOLANDA3,5
FRANCIA2,0
PORTUGAL1,6
ESPAÑA2,1
ITALIA2,3
AUSTRIA2,3
ALEMANIA3,0
GRECIA2,8
Índice de emisión de CO2 por habitante en los países de la UE
LUXEMBURGO3,7
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
REINO UNIDO2,6IRLANDA
3,3
BÉLGICA3,6
DINAMARCA3,1
SUECIA1,9
FINLANDIA3,5
HOLANDA3,5
FRANCIA2,0
PORTUGAL1,6
ESPAÑA2,1
ITALIA2,3
AUSTRIA2,3
ALEMANIA3,0
GRECIA2,8
Índice de emisión de CO2 por habitante en los países de la UE
LUXEMBURGO3,7
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
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2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución
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- Inducción electrostática
- Inducción electromagnética
- Pérdidas de energía (a través del calor)
- Ruido audible
- Radio-interferencias
- Posibles efectos biológicos
2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
15
2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
16
Bombilla Aspirador Televisiónen color
FrigoríficoSecador
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.
2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
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2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
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Bombilla Aspirador Televisiónen color
FrigoríficoSecador
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.
2. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.
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Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. 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 DE LOSINTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALESCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo
energético sea sostenible
3. La internalización de costes ambientales
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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
Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos Implementación asimétrica de los mecanismos
GRADUALIDAD Y PRUDENCIA GRADUALIDAD Y PRUDENCIA
3. La internalización de costes ambientales
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MECANISMOS DE PRECIO
vs. MECANISMOS DE CANTIDAD
MECANISMOS DE PRECIO vs.
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, ITA, HOL, DIN, SUE AUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL
IR: Subastas de capacidad: precio fijo, procedimiento competitivo
3. La internalización de costes ambientales
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ESTRATEGIAESPAÑOLA DE
EFICIENCIAENERGÉTICA
ESTRATEGIAESPAÑOLA FRENTE
AL CAMBIO CLIMÁTICO
ESTRATEGIAESPAÑOLA DE DESARROLLOSOSTENIBLE
Ministerio deEconomía
Ministerio deMedio
Ambiente
La Ley del SectorEléctrico (1997) trata de GARANTIZAR:
• suministro
• calidad
• menor coste
sin olvidar el medio ambiente
4.La regulación eléctrica y el medio ambiente Marco regulatorio español
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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.
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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 P>50MW
Retribución: Precio Mercado
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Eficiencia: La generación en el mercado mayorista (organizado o contratos)
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1998 1999 2000
15 GWh 5 GWh3 GWh 2 GWh 1 GWh Alta Tensión
Ene. Abr. Jul. Oct.
700 clientes26% de la energía del sistema
10.000 clientes43% energía
65.000 clientes52% energía
Julio
2003
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)
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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)
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación. Definiciones
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
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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
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Demanda: Posibilidades de actuación.
Experiencia positiva, pero insuficiente.
28
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)
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Incentivos a programas de gestión de la demanda.
Consumidor para el que la electricidad es un servicio necesario
(Demanda inelástica)
En realidad, son programas de ahorro.
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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
-> 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)
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Posibilidades de actuación de los consumidores
Consumidor para el que la electricidad es un input productivo
(Demanda elástica)
Presencia activa en el mercado de la demanda
30
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:
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española de Desarrollo Sostenible EEDS
RetosRetos OportunidadesOportunidadesAportacionesAportaciones
ClavesClaves
31
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. 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.
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC
32
Emisiones totales España 1990: 235 Mt (CC.TT. 60 Mt)
Emisiones totales España 2000: 309 Mt (CC.TT. 90 Mt <> 30% de las totales)
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC
Spain
200.000
250.000
300.000
350.000
Total National Emissions Kyoto target: 1990 + 15%
Gg CO2
33
Medidas: - Liberalización (eficiencia)
- Comercio de emisiones
- Plan de Fomento de Energías Renovables
- Gas Natural (ciclos combinados y otros)
- EEEE
- Biocombustibles
- Fiscalidad energética
- Hidrógeno
- Captura CO2
- etc
4. La regulación eléctrica y el medio ambiente Estrategia Española frente al Cambio Climático EECC
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
kt C
O2
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
kt N
Ox,
SO
2 y
par
tícu
las
CO2 SO2 NOx Partículas
34
Objetivo: Promover la eficiencia energética implicando a todos los sectores.
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.
AdministracionesTécnicosRepresentantes sociales
Asociaciones empresariales
Colectivos locales y … ¡ CIUDADANOS !
4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE
35
Reducción de la intensidad energética primaria del
Consumo base
2012Ahorro anual
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€
7,2 %
Transporte 4.800 ktepIndustria 2.300 ktepEdificación 1.700 ktep
90 %
Este ahorro anual de energía final se reparte:
4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos directos
36
4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos directos
0,2
0,21
0,22
0,23
0,24
0,25
0,26
1990 2002 2012
tep
/mile
s €9
5
Escenario Tendencial Plan de Fomento de las Energías Renovables Planificación Sectores Electricidad y Gas Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética
37
• 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€
4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos indirectos
38
4. La regulación eléctrica y el medio ambienteEstrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en EspañaEEEE. Objetivos indirectos
0
100
200
300
400
500
1990 2002 2012
Mt
CO
2Reducción 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
Consumo de energía primaria en España
54,1%
10,4%13,5% 15,5%
49,8%
17,0%12,2%
8,4%4,0%2,3%
2,0%
10,3%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
petroléo gas natural nuclear hidráulica>10MW otras renovables carbón
% s
/tot
al
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
SPANISH PLAN FOR RENEWABLES
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
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)
41
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 987Total ayudas públicas (PGE) 2.468
(26% de la inversión)
Total primas (tarifa eléctrica) 2.609
TOTAL AYUDAS 5.077 M€ (845.000 MPTA)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)
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)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.1. Evolución y planificación. El documento de planificación (Septiembre 2002)
43
Evolución de la pote ncia instalada e n Régimen Especial en
Espa ña.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Cogeneración Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat.Residuos Fotovoltaica
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
44
Evolución anual de la potencia instalada en ré gime n ordinario
y especial pe ninsula r.
2%3% 4%
5%6%
7%8%
9%
12%
14%
17%
19%
21%
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
0%
5%
10%
15%
20%
25%
Total R.Ordinar io Total R. Especialesp % R. Especial/Total
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
45
Potencia instalada en régimen ordinario y especial peninsular a 31/12/2002
7.816
11.565
10.288
5.5054.458
1.492944
16.586
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000M
W
R.Ordinario (46 GW)
R.Especial (12 GW)
1.033 Instalaciones*
* Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario
2.700 Instalaciones
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
46
Evolución anual de la dema nda bruta y la e nergía ve ndida por
el régimen especial peninsular.
1%2%
3%
4%
6%6%
9%10%
11%
13%14%
15%
17%
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
GW
h
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
Demanda bruta peninsular R.Especial peninsular % R.Especial/Demanda
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
47
Evolución del Ré gime n Espe cial en Espa ña.
35.740
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
GW
h
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
Cogeneración Distribuidor Cogeneración Mercado EólicaHidráulica Biomasa ResiduosFotovoltaica Trat. Residuos Total R.Especial
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
48
Evolución de la energía vertida por el Régimen Especial en
España.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GW
h
2000 1999 1998 2002 2001
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
49
Evolución de la participación que repre se ntan las ene rgías
re nova bles sobre la de manda en España .
22.194
39.54237.692
19%20%
15%
18% 19%
15%
26%
22% 22%
16%
18%
24%
16,5%
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
GW
h
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
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
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.
Consumo de energía primaría en España.
2000 2001 2002
Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en 2010
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
51
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
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación. Situación a Septiembre 2003
52
Evolución de la potencia instalada de cogeneración.
4 4 4108 171 308
524642
840932 986 1.009
286513 564
797987
1.168
1.510
1.748
2.222
2.571
3.217
3.596
1.022
3.820
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Otros Gasoil Fuel Oil Gas natural
P l a n t a s d e c o g e n e r a c i ó n :
A Ñ O 2 0 0 0 A Ñ O 2 0 0 1
5 M W
2 5 M W
1 0 0 M W
P l a n t a s d e c o g e n e r a c i ó n :
A Ñ O 2 0 0 0 A Ñ O 2 0 0 1
5 M W
2 5 M W
1 0 0 M W
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
53
Evolución e incremento anual de la potencia total insta lada en
cogene ra ción.
224
1.000
409
724
493
356597 648
1.150 1.4411.759
2.350
2.728
3.7284.221
4.945
5.3555.579
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Cogeneración Incremento sobre el año anterior Total Cogeneración
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
54
Planta de Toledo PV (1MW)Año 2001
Año 2002
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
55
Evolución anual del número de instalaciones fotovoltaicas
146
351
0
100
200
300
400
500
600
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 20012002
Fotovoltaica Incremento sobre el año anterior
Evolución e incremento anual de la potencia instalada fotovoltaica
1,823
2,310
1 1,0891,1181,333
3,155
5,465
0
1
2
3
4
5
6
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
FV Incremento sobre el año anterior Total FV
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
56
Año
2002
Año
2001
Año
2002
Año
2001
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
57
Evolución anual de la potencia instalada eólica
687
704
1.133
1.219
2 3 33 34 41 98 227 420838
1.524
2.228
3.361
4.580
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
MW
Eólica Incremento sobre el año anter ior Total Eólica
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
58
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
59
Año 2001 Año 2002
P < 10MW
P > 10MW
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
60
Año 2001
Año 2002
Biomasa primaria: recursos naturales y plantaciones
Biomasa secundaria: lodos, estiércoles, biogás, biocombustibles..
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
61
RSU y RSI Tratamiento y Reducción:
Año 2001
Año 2002
Año 2001
Año 2002
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.1. Evolución y planificación.
62
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 P>50MW
Retribución: Precio Mercado
5. Regulación de la producción en régimen especial.
5.2. RD 2818/1998
63
RD2818 Instalaciones de producción eléctrica con P<= 50 MW RD2366a Autoproductores que utilicen cogeneración u otras formas de producción térmica
a.1 Central de cogeneración da.2 Central que utiliza energía residuales sin f inalidad producción eléctrica e
b Instalaciones que utilicen renovables no consumiblesb.1 Fotovoltaica (y solar térmica) ab.2 Central eólica ab.3 Centrales que utilicen geotérmica, olas, rocas calientes ab.4 Centrales hidroeléctricas P< 10MW f b.5 Centrales hidroeléctricas 10MW <P<50MW f (>10MVA)b.6 Centrales que utilicen biomasa primaria (cultivos energ. y recursos nat.) bb.7 Centrales que utilicen biomasa sec.(tr.b.1ª.biocom.estierc, lodo, resid.agr.for.) bb.8 Centrales que ulilicen b.6 o b.7 junto con otros combustibles (<50%) bb.9 Centrales mixtas de anteriores b
c Instalaciones que utilicen residuosc.1 Centrales que utilicen residuos urbanos bc.2 Centrales que utilicen otros residuos bc.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
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2 RD 2818. Capítulo I. Ámbito de aplicación .
64
Autorización administrativa (construcción, explotación, transmis., mod., cierre) 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 excedentesRendimiento 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%
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo II. Procedimiento de inclusión.
65
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 suministroSuministren 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 P>10 MW deberán comunicar a la empresa distribuidora sus excedentes para los 24 períodos de programación, a título informativo, 30 horas antes
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega
66
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)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega
67
Distribuidor
Mercado
Contrato obligatorioObligación de compra de
energía excedentaria
Régimen ordinario
Régimen especial
Precio Mercado +Prima + c.reactivaóPrecio fijo (renovables)
Precio del Mercado+ Prima
Precio libre
• No es probable que se acuda al Mercado
• No se incentivan los CBF
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico
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
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
U= c€/kWh
2002
3,889
-0,0130,242
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
GrupoTipo
instalaciónPotencia
(MW)Prima
(cent€/kWh)Prima
(cent€/kWh)Variación
03/02A 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 P>5 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
2002 2003
GrupoTipo
instalaciónPotencia
(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 P>5 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
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 tarifaSe promueve el cambio tecnológicoSe fomenta el ahorro y la eficiencia energéticaEfectividad: fuerte desarrollo de la minihidráulica, la cogeneración y la eólica
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.2. RD 2818. Coste previsto en 2003
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-> energía sin garantíaIneficiencias técnicas y económicas-> energía sin garantía Mayor utilización de servicios complementarios y necesidades de reserva Mayor coste para el consumidor (coste de operación y desvíos)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones
74
- El incremento de la potencia instalada será mayor en el caso de la eólica. 1998 2011
834 MW 13.000 MW
ESTABLE- Marco regulatorio
FAVORABLE- Apoyo de las Admones. y EE.EE.- Reducción de los costes de inversión.
Plan de Fomento de las Energías Renovables y Documento de planificación:
Causas:
Solicitudes por 25.000 MW: se superará el Plan.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
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
Eólica: Soluciones técnicas para dar más firmeza a la energía.
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,...)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones
76
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones
77
Eólica: Soluciones regulatorias para dar más firmeza a corto plazo a esta energía. Todo pasa por conocer la previsión de 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
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones
78
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:
•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.
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones: RD Ley 6/2000
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).
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002
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
375
11.362
1.005654
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Al Mercado A la Distribuidora
P <= 1 MW 1 < P <=50 MW 50 < P <= 100 MW
MW
30% de la potencia instalada en cogeneración12% de la potencia instalada en régimen especial4%-5% de la energía casada en el mercado diario
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
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 RECONOCIDO
COSTE RECONOCIDO
COSTE REAL
PLANIFICACIÓN
PROGRAMA
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Modelo de revisión de primas
83
Sistema de garantía de origen de la Directiva
Organismo oficial que:
Registre el origen de la energía renovableEmita 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)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas.
84
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.
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Energía verde
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
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.4. Propuestas normativas. Mejora de la regulación de la cogeneración
86
1.Incorporación de la energía a la red y
Precio fijo
Cal
idad
de
la e
ner
gía
In
gre
sos
pro
mo
tor
C
alid
ad a
mb
ien
tal
Existen tres sistemas alternativos de retribución:
R
iesg
o p
rom
oto
r
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.)
+
_ _
+
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (1)
_
+
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 primasRiesgo para el regulador al establecer la cantidad en la tarifa Establecimiento de los costes de desvío a los distribuidoresProblemas de operación del sistema (es necesaria más reserva
de capacidad)
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (2)
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• 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 primasMejorar la regulación de la energía reactivaMetodología para garantizar el origen (Directiva)Nuevo modelo para la cogeneración
5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen (3)
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5. Regulación de la producción en régimen especial. 5.5. Resumen
www.cne.es
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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).
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.
los efectosDIRECTOS e INDIRECTOS
de un proyecto
los efectosDIRECTOS e INDIRECTOS
de un proyecto
identificaridentificar describirdescribir evaluarevaluar
-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
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
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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
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 Instalaciones de Combustión ( > 50 MW)
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
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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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
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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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
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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
transporte y el porcentaje de biocombustibles. Mínima cantidad de biocombustible como porcentaje sobre las ventas
de gasolina y diesel:AñoAño %%2005 22006 2,752007 3,52008 4,252009 52010 5,75
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
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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 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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Command and control.
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ANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética.
AHORA
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
planificación VINCULANTE actividades reguladas
planificación INDICATIVA actividades liberalizadas
RESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZORESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZO
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Planificación
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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.
Mecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento 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.
12% del consumo de energía primaria 2010
22,1% del consumo de electricidad
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Planificación
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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.
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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
1. Mecanismos directos. Planificación
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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
Consumo de electricidad: 1€/MWh (industria 0,5 €/MWh)
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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
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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
101
10. DIRECTIVA: comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (II).
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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
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Comercio de certificados verdes (I). En teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más eficiente. Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes:
ElectricidadCertificados
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 MarketCustomers(electricity)
Customers(certificate)
Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.
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Comercio de certificados verdes (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”.
•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.
Referencias europeas de carácter ambiental.
2. Mecanismos indirectos. De mercado.