tesis de mÁster - iit comillas · regulatorio a las energías renovables en españa y en distintos...
TRANSCRIPT
MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
Las energías renovables en el sistema
eléctrico español
AUTOR: María Díaz de la Cruz
MADRID, Julio de 2009
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
Resumen i
Resumen
En los últimos años, las energías renovables se han convertido en el instrumento
fundamental de la política energética europea para lograr un desarrollo sostenible y
disminuir la dependencia energética exterior. En enero de 2009 la Comisión Europea
lanzó su propuesta integral de acción climática, el llamado “Paquete Verde”, que
plantea un triple objetivo para 2020:
Reducción de las emisiones de GEI al menos un 20 % respecto a los niveles
de 1990.
Un 20% del consumo final bruto de energía en la Unión Europea deberá
proceder de fuentes renovables.
Aumento de la eficiencia energética en un 20% con respecto a la evolución
tendencial.
El “Paquete Verde” incluye varios reglamentos y tres Directivas entre las que se
encuentra la 2009/28/EC relativa al fomento de las energías renovables que establece
unos objetivos nacionales vinculantes para alcanzar el objetivo global del 20%.
El objetivo de esta tesis es estimar el impacto en el sector eléctrico que va a tener la
Directiva 2009/28/EC. Para ello en primer lugar se va a analizar el tratamiento
regulatorio a las energías renovables en España y en distintos países de la Unión
Europea en cuanto a sistemas de apoyo, financiación y condiciones de acceso y
conexión a la red. Posteriormente se analizará la evolución de las renovables a nivel
europeo, así como en distintos estados miembros, para determinar el impacto
económico y la eficacia que han demostrado los distintos marcos regulatorios. Para el
caso español se va a estimar el impacto económico de la energía eólica en los últimos
años mediante el cálculo del sobrecoste que supone para el sistema esta tecnología
comparada con los ciclos combinados. Además, dado que se espera que la energía
eólica marina desempeñe un papel importante en el cumplimiento del objetivo
establecido para España para 2020, se va a analizar la retribución de la normativa que
rige este tipo de instalaciones para ver si resulta atractiva para los inversores y este
desarrollo es realmente viable.
Resumen ii
Una vez analizado el pasado y el presente de las renovables se estimará el impacto
que tendrá en España el cumplimiento de los objetivos establecidos por la nueva
Directiva de renovables. Se va a realizar un cálculo aproximado del sobrecoste que
supondrá para el sector eléctrico el que en 2020 aproximadamente un 40% de la
producción eléctrica proceda de fuentes de energía renovables. También se harán
algunas recomendaciones para lograr integrar toda esa energía en la red sin poner en
peligro la seguridad del sistema.
El último capítulo de la tesis incluirá las conclusiones que se han extraído a nivel
global del estudio regulatorio y económico realizado sobre las energías renovables.
Summary iii
Summary
In the last years, renewable energies have turned into the fundamental instrument
of the European energy policy to achieve a sustainable development and to reduce the
energetic dependence on other countries. In January 2009, the European Commission
presented its integral proposal regarding climate action (the "Green Package"), which
considers a triple objective:
To achieve at least a 20% reduction of GHG emissions by 2020 compared to
1990's level.
To achieve a 20% share of renewable energies in the EU final energy
consumption by 2020.
To increase energetic efficiency in the EU in order to achieve the objective of
saving 20% of the EU's energy consumption compared to projections for
2020.
The "Green Package" comprises several regulations and three Directives, including
the Directive 2009/28/EC regarding the promotion of the renewable energies, which
establishes a few national binding targets to reach the global objective of 20%.
The goal of this thesis is to estimate the impact that the Directive 2009/28/EC is
going to have in the electrical sector. Firstly, the regulatory treatment to renewable
energies in Spain and in other countries of the EU will be analyzed (support systems,
financing, connection and access to the grid). Afterwards, the evolution of renewable
energies in Europe will be studied, as well as in different member states, to determine
the economic impact and the effectiveness that the different regulatory frameworks
have shown. For the Spanish case, the economic impact of wind power in the last years
will be estimated by calculating the extra costs that this technology involves for the
system compared to combined cycles. Besides, as offshore wind energy is expected to
play an important role in order to meet the objectives established for Spain for 2020, the
remuneration that the current Spanish regulation establishes for this kind of energy is
going to be analyzed to see if it is attractive for investors and its development is
feasible.
Summary iv
Once analyzed the past and the present of the renewable energy, it will be estimated
the impact that the meeting of the objectives established by the Directive is expected to
have in Spain. An approximate calculation of the extra costs that the fact that
approximately 40% of the electricity production comes from renewable sources in 2020
will involve for the electrical sector is going to be carried out. In addition, some
recommendations to integrate all this energy into the grid without putting the safety of
the system at risk will be given.
The last chapter of the thesis will include the conclusions drawn from the regulatory
and economic study on renewable energies.
Índice v
Índice
1 DIRECTIVA EUROPEA .................................................................................................................... 2
1.1 Objetivos nacionales........................................................................................... 4
1.2 Mecanismos de apoyo ....................................................................................... 8
1.2.1 Sistemas de apoyo nacionales 9 1.2.2 Mecanismos de flexibilidad y cooperación 9
1.2.2.1 Transferencias estadísticas ....................................................................................................... 9 1.2.2.2 Proyectos conjuntos entre Estados miembros ..................................................................... 10 1.2.2.3 Proyectos en terceros países .................................................................................................. 11 1.2.2.4 Mecanismos de apoyo conjunto ............................................................................................ 12
1.3 Garantías de origen .......................................................................................... 12
1.4 Acceso a las redes de las instalaciones que producen electricidad a
partir de fuentes de energía renovable ......................................................... 13
1.4.1 Acceso 13 1.4.2 Interconexión 13 1.4.3 Restricciones 13 1.4.4 Tarifas de transporte y distribución 14
2 PROSPECTIVA DEL MARCO REGULATORIO ESPAÑOL SOBRE ENERGÍAS
RENOVABLES .................................................................................................................................. 16
2.1 Régimen jurídico y económico ....................................................................... 16
2.1.1 Inclusión de una instalación en el régimen especial 19 2.1.1.1 Real Decreto 2366/1994.......................................................................................................... 19 2.1.1.2 Real Decreto 2818/1998.......................................................................................................... 21 2.1.1.3 Real Decreto 841/2002............................................................................................................ 22 2.1.1.4 Real Decreto 436/2004............................................................................................................ 22 2.1.1.5 Real Decreto 661/2007............................................................................................................ 24 2.1.1.6 Real Decreto 1578/2008.......................................................................................................... 25
2.1.2 Régimen económico 27 2.1.2.1 Real Decreto 2366/1994.......................................................................................................... 27 2.1.2.2 Real Decreto 2818/1998.......................................................................................................... 28 2.1.2.3 Real Decreto 841/2002............................................................................................................ 29 2.1.2.4 Real Decreto 436/2004............................................................................................................ 31 2.1.2.5 Real Decreto 661/2007............................................................................................................ 33 2.1.2.6 Real Decreto 1578/2008.......................................................................................................... 35
2.2 Acceso y conexión a red .................................................................................. 37
2.3 Garantías de origen .......................................................................................... 44
Índice vi
3 COMPARATIVA DEL TRATAMIENTO REGULATORIO A LAS ENERGÍAS
RENOVABLES EN EUROPA ......................................................................................................... 50
3.1 Alemania............................................................................................................ 53
3.1.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas regulados 53 3.1.2 Tecnologías 55 3.1.3 Área de aplicación 55 3.1.4 Conexión, uso y expansión de la red 55
3.2 Dinamarca ......................................................................................................... 56
3.2.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas 56 3.2.2 Tecnologías 56 3.2.3 Área de aplicación 57 3.2.4 Conexión, uso y expansión de la red 57
3.3 Reino Unido ...................................................................................................... 57
3.3.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, privilegios fiscales y subvenciones 57 Sistema de cuotas .................................................................................................................... 57 Privilegios fiscales ................................................................................................................... 57 Subvenciones ........................................................................................................................... 58
3.3.2 Tecnologías 58 3.3.3 Área de aplicación 58 3.3.4 Conexión, uso y expansión de la red 58
3.4 Francia ................................................................................................................ 59
3.4.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas, beneficios fiscales y subvenciones. 59 3.4.2 Tecnologías 60 3.4.3 Área de aplicación 61 3.4.4 Conexión, uso y expansión de la red 61
3.5 Italia .................................................................................................................... 61
3.5.1 Mecanismos de apoyo: sistema de cuotas, tarifas reguladas para la fotovoltaica y
beneficios fiscales. 61 3.5.2 Tecnologías 64 3.5.3 Área de aplicación 64 3.5.4 Conexión, uso y expansión de la red 65
3.6 Portugal.............................................................................................................. 65
3.6.1 Mecanismos de apoyo: tarifa regulada y privilegios fiscales 65 3.6.2 Tecnologías 67 3.6.3 Área de aplicación 67 3.6.4 Conexión, uso y expansión de la red 67
3.7 Grecia ................................................................................................................. 67
3.7.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y beneficios fiscales. 67
Índice vii
3.7.2 Tecnologías 70 3.7.3 Área de aplicación 70 3.7.4 Conexión, expansión y uso de la red 70
3.8 Suecia.................................................................................................................. 71
3.8.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, bonus medioambiental y subvenciones 71 3.8.2 Tecnologías 73 3.8.3 Área de aplicación 73 3.8.4 Conexión, expansión y uso de la red 73
3.9 Finlandia ............................................................................................................ 73
3.9.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y préstamos con bajo interés. 73 3.9.2 Tecnologías 74 3.9.3 Área de aplicación 75 3.9.4 Conexión, expansión y uso de la red 75
3.10 Austria ............................................................................................................... 75
3.10.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados y subvenciones 75 Precios regulados .................................................................................................................... 75 Subvenciones ........................................................................................................................... 76
3.10.2 Tecnologías 76 3.10.3 Área de aplicación 76 3.10.4 Conexión, uso y expansión de la red 76
3.11 Bélgica ................................................................................................................ 76
3.11.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados, sistema de cuotas y beneficios fiscales 76 Precios regulados .................................................................................................................... 76 Sistema de cuotas .................................................................................................................... 77 Beneficios fiscales .................................................................................................................... 77
3.11.2 Tecnologías 77 3.11.3 Área de aplicación 77 3.11.4 Conexión, uso y expansión de la red 77
3.12 Holanda ............................................................................................................. 78
3.12.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas (primas), beneficios fiscales y subvenciones 78 3.12.2 Tecnologías 80 3.12.3 Área de aplicación 80 3.12.4 Conexión, uso y expansión de la red 80
3.13 Análisis de la eficiencia de los distintos sistemas de apoyo en los
Estados miembros ............................................................................................ 81
3.13.1 Energía eólica onshore 82 3.13.2 Energía solar fotovoltaica 83
Índice viii
4 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y LA ENERGÍA GENERADA A
PARTIR DE FUENTES RENOVABLES EN ESPAÑA Y EUROPA ......................................... 87
4.1 Las energías renovables en la Unión Europea ............................................. 87
4.1.1 Capacidad instalada 90 4.1.2 Producción eléctrica 95
4.2 Las energías renovables en España.............................................................. 101
4.2.1 Capacidad instalada y producción eléctrica. 102 4.2.1.1 Energía eólica......................................................................................................................... 105 4.2.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 109 4.2.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 112 4.2.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 113
4.2.2 Retribución al Régimen Especial 115
4.3 Las energías renovables en Alemania ......................................................... 118
4.3.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 119 4.3.1.1 Energía eólica......................................................................................................................... 120 4.3.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 121 4.3.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 122 4.3.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 123
4.3.2 Retribución 124
4.4 Las energías renovables en Dinamarca ....................................................... 125
4.4.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 127 4.4.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 129 4.4.1.2 Energía eólica offshore ......................................................................................................... 131 4.4.1.3 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 131
4.5 Las energías renovables en Reino Unido .................................................... 133
4.5.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 135 Con esta producción, la cuota de renovables en la generación eléctrica total fue del 4,6%.
En 2005 este valor ascendió a 5,17%. En 2020 el objetivo es que en 2020 un 20% de la
energía eléctrica proceda de fuentes de energía renovables. .......................................................... 137 4.5.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 137 4.5.1.2 Energía eólica offshore ......................................................................................................... 139 4.5.1.3 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 139 4.5.1.4 Biomasa .................................................................................................................................. 140 4.5.1.5 Energía hidráulica ................................................................................................................. 141
4.5.2 Retribución 143
4.6 Las energías renovables en Italia ................................................................. 145
4.6.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 146 4.6.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 147 4.6.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 149
Índice ix
4.6.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 150 4.6.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 150 4.6.1.5 Energía geotérmica ............................................................................................................... 151
4.6.2 Retribución 152
4.7 Las energías renovables en Bélgica.............................................................. 153
4.7.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 154 4.7.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 157 4.7.1.2 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 157 4.7.1.3 Biomasa .................................................................................................................................. 158 4.7.1.4 Energía hidráulica ................................................................................................................. 159
4.7.2 Retribución 159
4.8 Las energías renovables en Suecia ............................................................... 161
4.8.1 Capacidad instalada y producción eléctrica 162 4.8.1.1 Energía eólica onshore.......................................................................................................... 166 4.8.1.2 Energía eólica offshore ......................................................................................................... 167 4.8.1.3 Energía solar fotovoltaica..................................................................................................... 168 4.8.1.4 Biomasa .................................................................................................................................. 170 4.8.1.5 Energía hidráulica ................................................................................................................. 172
4.8.2 Retribución 174
5 ESTUDIO DE COSTES DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES .............................................. 179
5.1 Estimación del sobrecoste que supone la energía eólica para el sistema
comparada con los ciclos combinados ........................................................ 179
5.2 Estudio de rentabilidad de las instalaciones eólicas offshore en España184
5.2.1 Retribución 186 5.2.2 Costes 188 5.2.3 Resultados 190
5.2.3.1 Precio de mercado bajo......................................................................................................... 191 5.2.3.2 Precio de mercado medio..................................................................................................... 194 5.2.3.3 Precio de mercado alto ......................................................................................................... 197
5.3 Estimación del coste del cumplimiento del objetivo de 2020 en España201
5.3.1 Potencia instalada: prospectiva UNESA 201 5.3.2 Horas de utilización 204 5.3.3 Producción y sobrecoste del régimen especial en 2020 206
6 INTEGRACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA RED Y EN EL
MERCADO ...................................................................................................................................... 226
6.1 Recomendaciones ........................................................................................... 229
7 CONCLUSIONES........................................................................................................................... 236
Índice x
8 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 246
1 Directiva europea 2
1 Directiva europea
En el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un mejor
aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles y de una mayor
sensibilización ambiental, las energías renovables se ha convertido en un elemento
fundamental de la política energética europea en los últimos años.
En 2001 se aprobó la primera directiva sobre energías renovables, la Directiva
2001/77/CE, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad
generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la
electricidad. Esta normativa se basaba la Ley de Energías Renovables (Erneubare-
Energien-Gesetzt, EEG) que entró en vigor en el 2000 en Alemania y fijaba la base
jurídica para, en el 2010, aumentar a un 12% la cuota de las energías renovables en el
consumo primario bruto en la Unión Europea y a un 22,1% con respecto a la
contribución de estas tecnologías al consumo eléctrico. Este objetivo global del 22,1% se
traducía en objetivos indicativos nacionales para todos los Estados miembros y en el
caso de España se fijaba una cuota del 29,4% de electricidad generada a partir de
fuentes de energía renovables en 2010.
Pero esta normativa se refería exclusivamente al uso de renovables en la generación
eléctrica. Sin embargo el sector del transporte suponía ya el 30 % del consumo final de
energía registrado en la Unión Europea, y todo indicaba que este porcentaje seguiría
incrementándose y con ello, las emisiones de dióxido de carbono. En este contexto se
aprobó la Directiva 2003/30/CE, de 8 de mayo de 2003, relativa al fomento del uso de
biocarburantes u otros combustibles renovables en el transporte. Con esta normativa
se establecían una serie de medidas para aumentar el uso de biocarburantes y reducir
así las emisiones de dióxido de carbono para cumplir el Protocolo de Kioto.
Finalmente, el 23 de enero de 2009 la Comisión Europea lanzó su propuesta integral
de acción climática, etiquetada como el “Paquete Verde”. El Paquete de Energía
Renovable y Cambio Climático obliga a los veintisiete países miembros de la Unión
Europea a asumir el denominado “triple objetivo veinte” para 2020:
• Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% con
respecto a los valores de 1990.
1 Directiva europea 3
• Aumento de la eficiencia energética en un 20% con respecto a la evolución
tendencial.
• Un 20% del consumo final bruto en la Unión Europea deberá proceder de
fuentes renovables. Se entiende como «consumo final bruto de energía», “los
productos energéticos suministrados con fines energéticos a la industria, el transporte,
los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura
y la pesca, incluido el consumo de electricidad y calor por la rama de energía para la
producción de electricidad y calor e incluidas las pérdidas de electricidad y calor en la
distribución y el transporte”.
Esto supone que un 35% de la electricidad se genere a partir de fuentes de
energía renovables. Como el tiempo de utilización de las renovables es
pequeño comparado con el de los generadores convencionales, el porcentaje de
renovables deberá superar el 35% de la capacidad total instalada.
Esta propuesta hace especial énfasis en medidas de eficiencia y ahorro energético e
incluye un conjunto de herramientas legislativas para alcanzar los objetivos de fomento
de energías renovables y cumplir el Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de
las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, y otros compromisos europeos e
internacionales. Además de lograr un desarrollo sostenible, la seguridad de
suministro ha sido otro de los elementos centrales de las políticas energéticas europeas
en los últimos años y el aprovechamiento de los recursos renovables es uno de los
instrumentos para disminuir la dependencia energética exterior y mejorar la balanza
comercial.
El “Paquete Verde” tiene seis caras:
Fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.
Comercio de Derechos de Emisión de gases de efecto invernadero.
Reparto de esfuerzos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
Control y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas
de la utilización de combustibles (transporte por carretera y navegación
interior).
Almacenamiento geológico de dióxido de carbono.
1 Directiva europea 4
Normas de comportamiento en materia de emisiones de los turismos nuevos
(reglamento).
En esta tesis se va a analizar la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa
al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se
modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Esta nueva
normativa incluye algunas novedades significativas al establecer objetivos vinculantes
para 2020 y obligar a los estados miembros a establecer Planes de Acción Nacionales
y planes de seguimiento, exigiéndose unas cuotas mínimas de renovables en 2012,
2014, 2016 y 2018. Además esta nueva Directiva obliga a los estados miembros a
introducir cambios destinados a disminuir las barreras administrativas y regulatorias
así como facilitar el acceso a las redes de las energías renovables.
A continuación, se detallarán los objetivos nacionales, los mecanismos de apoyo así
como el acceso a las redes y el funcionamiento de las mismas.
1.1 Objetivos nacionales
Los objetivos obligatorios establecidos en la directiva europea son alcanzar en 2020
una cuota del 20 % de energías renovables en el consumo total de energía y una
cuota del 10 % de energías renovables en el consumo de combustibles para el
transporte en la Unión Europea para 2020. El consumo de combustibles no es objeto de
esta tesis, por tanto nos centraremos en lo establecido por la Directiva en relación al
objetivo del 20 % de energías renovables en el consumo total de energía.
Este objetivo todavía está lejos de ser alcanzado ya que, como puede verse en el
siguiente gráfico, en 2006 las energías renovables únicamente representaban el 8% del
consumo final de energía.
1 Directiva europea 5
En cuanto a la producción eléctrica, el cumplimiento del objetivo del 20% supone
que un 35% de la electricidad se genere a partir de fuentes de energía renovables.
Según datos de Euroelectric, en 2008 aproximadamente un 16% de la electricidad
procedía de fuentes renovables, es decir 500 TWh. Suponiendo un crecimiento anual
de la demanda del 1,5%, para cumplir los objetivos de la directiva en 2020, 1300 TWh,
deberán proceder de fuentes renovables. Esto supone un reto relativo al desarrollo de
la red para lograr integrar, sin poner en peligro la seguridad del sistema, más de 800
nuevos TWh de renovables, tratando además de no distorsionar el mercado.
El objetivo global del 20 % se ha traducido en objetivos individuales para cada
Estado miembro, teniendo en cuenta las situaciones de partida (2005), el potencial de
renovables y el PIB.
1 Directiva europea 6
Cuota de energía procedente
de fuentes renovables en el
consumo de energía final bruta,
2005 (S2005)
Objetivo para la cuota de
energía procedente de fuentes
renovables en el consumo de
energía final bruta, 2020 (S2020)
Bélgica 2,2 % 13 %
Bulgaria 9,4 % 16 %
República Checa 6,1 % 13 %
Dinamarca 17,0 % 30 %
Alemania 5,8 % 18 %
Estonia 18,0 % 25 %
Irlanda 3,1 % 16 %
Grecia 6,9 % 18 %
España 8,7 % 20 %
Francia 10,3 % 23 %
Italia 5,2 % 17 %
Chipre 2,9 % 13 %
Letonia 32,6 % 40 %
Lituania 15,0 % 23 %
Luxemburgo 0,9 % 11 %
Hungría 4,3 % 13 %
Malta 0,0 % 10 %
Países Bajos 2,4 % 14 %
1 Directiva europea 7
Austria 23,3 % 34 %
Polonia 7,2 % 15 %
Portugal 20,5 % 31 %
Rumanía 17,8 % 24 %
Eslovenia 16,0 % 25 %
Eslovaquia 6,7 % 14 %
Finlandia 28,5 % 38 %
Suecia 39,8 % 49 %
Reino Unido 1,3 % 15 %
Estos objetivos están referidos a la energía final y son vinculantes, a diferencia de
los establecidos por directivas anteriores que eran únicamente indicativos. Por tanto
cada Estado miembro deberá velar por que la cuota de energía procedente de fuentes
renovables en su consumo final bruto de energía en 2020 sea equivalente como mínimo
a su objetivo global nacional.
Como se puede observar en el siguiente cuadro son, los países del este y los países
nórdicos, que cuentan con gran cantidad de recursos hídricos y donde la biomasa ha
alcanzada un desarrollo importante, los que se encuentran más cerca de cumplir los
objetivos.
1 Directiva europea 8
Para garantizar la consecución de estos objetivos, los estados miembros deben
procurar seguir una trayectoria indicativa que les permita avanzar hacia el logro de los
mismos. Estarán obligados a elaborar planes de acción nacionales en materia de
energía renovable que incluyan información sobre objetivos sectoriales, teniendo
presente al mismo tiempo que existen diferentes aplicaciones de la biomasa y que, por
tanto, es esencial movilizar nuevos recursos de biomasa. Los planes de acción
nacionales tendrán que ser presentados a la Comisión antes del 30 de Junio de 2010, y
deberán incluir, además de los objetivos, los mecanismos de apoyo para cada
tecnología, los proyectos conjuntos con otros países y las transferencias estadísticas
programadas, así como las medidas que se van a llevar a cabo para disminuir las
barreras administrativas.
1.2 Mecanismos de apoyo
A fin de alcanzar los objetivos nacionales establecidos en la Directiva, los Estados
miembros podrán aplicar, entre otras, las siguientes medidas:
1 Directiva europea 9
1.2.1 Sistemas de apoyo nacionales
En la Directiva, no se establecen unos sistemas de apoyo nacionales obligatorios.
Cada país podrá implementar los esquemas de apoyo a las energías renovables que
considere más apropiados para que su consumo final bruto de energía en 2020 sea
equivalente como mínimo a su objetivo nacional establecido en la Directiva.
1.2.2 Mecanismos de flexibilidad y cooperación
Algunos estados miembros pueden tener dificultades para cumplir los objetivos
nacionales establecidos en la Directiva debido a su escaso potencial de renovables. Por
ello, la Directiva establece mecanismos de flexibilidad y cooperación:
Transferencias estadísticas entre Estados miembros.
Proyectos conjuntos entre estados miembros.
Proyectos conjuntos entre estados miembros y terceros países.
Mecanismos de apoyo conjunto.
1.2.2.1 Transferencias estadísticas
Un Estado miembro podrá comprar, de forma estadística (no física), energía
procedente de fuentes renovables a otro Estado miembro. La cantidad transferida se
deberá:
a) restar de la cantidad de energía procedente de fuentes renovables que se
tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento, por el Estado miembro que
realiza la transferencia; y
b) sumar a la cantidad de energía procedente de fuentes renovables que se
tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento, por el Estado miembro que
recibe la transferencia.
Sin embargo, este mecanismo no parece que vaya a resultar muy efectivo ya
que, por un lado, los países importadores no parece que vayan a estar dispuestos a
comprar dichas transferencias hasta 2020 y, en ese momento, probablemente los
países exportadores no dispondrán de excedentes suficientes, si quiere cumplir sus
propios objetivos, para vender transferencias. A no ser que se hubiera incentivado
1 Directiva europea 10
en exceso en el país exportador en los años previos produciéndose una
sobreinversión. Los consumidores del país exportador estarían financiando esta
sobreinversión, aunque posteriormente éste dinero les sería devuelto al venderse
las transferencias. Sin embargo, la crisis actual y los problemas propios de cada
país, por ejemplo, en España, el déficit tarifario, no parece que vayan a favorecer
que se produzca dicha sobreinversión.
1.2.2.2 Proyectos conjuntos entre Estados miembros
Un estado miembro podrá apoyar proyectos concretos de generación renovable en
otro estado miembro, siempre y cuando dicha generación haya entrado en
funcionamiento o se haya renovado, aumentado su capacidad, después de la fecha de
entrada en vigor de la Directiva.
El acuerdo previo incluirá el tipo de apoyo, el reparto de producción y la
contabilización. En esta cooperación podrán participar operadores privados.
Los Estados miembros notificarán a la Comisión el porcentaje o la cantidad de
energía procedente de renovables producida en todo proyecto conjunto realizado en su
territorio, que deba tenerse en cuenta para el objetivo global nacional de otro Estado
miembro a efectos de evaluar el cumplimiento de los requisitos de la Directiva en
materia de objetivos.
La cantidad de electricidad a partir de fuentes de energía renovables notificada:
a) se restará de la cantidad de electricidad procedente de fuentes renovables
que se tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento por el Estado miembro
que haya emitido la carta de notificación; y
b) se sumará a la cantidad de electricidad procedente de fuentes renovables
que se tiene en cuenta para evaluar el cumplimiento por el Estado miembro
que haya recibido la carta de notificación.
Este mecanismo de cooperación, al realizarse las negociaciones proyecto a proyecto
entre las administraciones de dos estados miembros, o de un estado miembro y una
empresa privada, no parece que vayan a producir intercambios de grandes
volúmenes de renovables que influyan significativamente en la cuota de renovables de
un estado y, por tanto, en el cumplimiento de los objetivos.
1 Directiva europea 11
Como ventajas de este mecanismo, destacan que el gobierno no “perdería el
control”, garantizándose así el cumplimiento de los objetivos nacionales como
prioridad frente a la exportación. Además la implantación se estos sistemas sería
compatible con los mecanismo de apoyo nacionales existentes en cada país que no
tendrían que ser modificados.
1.2.2.3 Proyectos en terceros países
Al menos un Estado miembro podrá cooperar con al menos un tercer país en todo
tipo de proyectos conjuntos para la producción de electricidad a partir de fuentes
renovables. En esta cooperación podrán participar operadores privados.
La electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables en terceros
países únicamente se tendrá en cuenta para evaluar el cumplimiento de los objetivos
nacionales establecidos en la Directiva si:
a) la electricidad se consume en la Comunidad. Si la capacidad de la interconexión
fuera insuficiente y los plazos de realización del interconector fueran muy largos, se
podrá tener en cuenta la electricidad producida y consumida en un tercer país siempre
y cuando dicho interconector:
• Se inicie su construcción antes de 2016.
• No pueda entrar en servicio antes de 2020.
• Entre en servicio antes de 2022 y tenga capacidad suficiente para transportar
la energía a la que se refiere el proyecto conjunto.
b) la electricidad se produce en una instalación de nueva construcción que ha
entrado en funcionamiento después de la entrada en vigor de la presente Directiva o
por la capacidad ampliada de una instalación que se ha renovado después de la
entrada en vigor de la presente Directiva; y
c) la cantidad de electricidad producida y exportada no ha recibido ayuda de un
sistema de apoyo de un tercer país distinta de la ayuda a la inversión concedida a la
instalación.
Se notificará a la Comisión el porcentaje o la cantidad de electricidad producidos en
cualquier instalación del territorio de un tercer país, que haya tenerse en cuenta para el
objetivo global nacional de al menos un Estado miembro.
1 Directiva europea 12
1.2.2.4 Mecanismos de apoyo conjunto
Dos o más Estados miembros podrán decidir voluntariamente reunir o coordinar
parcialmente sus sistemas de apoyo nacionales. En tal caso, una cantidad
determinada de energía procedente de fuentes renovables producida en el territorio de
un Estado miembro participante podrá tenerse en cuenta para el objetivo global
nacional de otro Estado miembro participante.
Algunos ejemplos de mecanismos de apoyo conjunto diseñados por varios estados
miembros podrían ser un feed-in tariff común para electricidad de origen renovable o
un mercado común de certificados verdes.
Estos mecanismos producirían resultados más rápidamente, al intercambiarse
mayores volúmenes de energía, y por tanto serían más efectivos para conseguir que
países con escaso potencial cumplieran sus objetivos. Sin embargo para ello se tendrían
que alinear los sistemas de apoyo en los estados miembros que opten por este
mecanismo de cooperación ya que aunque ambas países dispongan, por ejemplo, de un
mercado de “certificados verdes” hay diferencias que habría que subsanar para
homogeneizar estos mercados y que realmente se intercambiaran volúmenes
importantes. Pero al mismo tiempo, si se lograra a un sistema de apoyo realmente
“común” entre varios estados, el gobierno de dichos estados no tendría poder
suficiente para garantizar el cumplimiento de los objetivos como prioridad frente a la
exportación. Y por tanto podría darse el caso de que un país cuya producción de
energías renovables fuera claramente suficiente para alcanzar su objetivo nacional, al
ser sus exportaciones demasiado elevadas finalmente no lo cumpliera. Por tanto para
evitar esta situación, en caso de existir un mecanismo de apoyo conjunto, habría que
poner algún tipo de restricción a la exportación.
1.3 Garantías de origen
La Directiva considera las garantías de origen únicamente como un mecanismo de
transparencia, con el fin de demostrar a los clientes finales la cuota o la cantidad de
energía renovable de una combinación energética del proveedor de energía.
Los Estados miembros velarán por que se expida una garantía de origen cuando así
lo solicite un productor de electricidad procedente de fuentes de energía renovable. La
garantía de origen corresponderá a un volumen estándar de 1 MWh. Se expedirá como
máximo una garantía de origen por cada unidad de energía producida.
1 Directiva europea 13
La garantía de origen no tendrá efecto alguno respecto del cumplimiento de los
objetivos por los Estados miembros establecidos en la Directiva. Las transferencias
de garantías, ya se produzcan separadamente de la transferencia física de energía o
conjuntamente con ella, no tendrán efecto alguno en la decisión de los Estados
miembros de utilizar transferencias estadísticas, proyectos conjuntos o sistemas de
apoyo conjuntos para cumplir los objetivos.
Cuando se exija a un proveedor de electricidad que demuestre la cuota o la cantidad
de energía renovable de su combinación, éste podrá hacerlo valiéndose de su garantía
de origen. La cantidad de energía renovable correspondiente a las garantías de origen
transferidas por un proveedor a un tercero se deducirá de la cuota que, en su
combinación energética, representa la energía procedente de fuentes renovables.
1.4 Acceso a las redes de las instalaciones que producen electricidad a partir de
fuentes de energía renovable
Los Estados miembros velarán por que los operadores de sistemas de transporte y de
distribución presentes en su territorio garanticen el transporte y la distribución de
electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables, sin poner en peligro la
fiabilidad y seguridad de la red.
1.4.1 Acceso
Los Estados miembros deberán establecer bien un acceso prioritario o un acceso
garantizado a la red de la electricidad generada a partir de fuentes de energía
renovables;
1.4.2 Interconexión
Cuando gestionen la interconexión de las instalaciones de generación de
electricidad, los operadores de los sistemas de transporte deberán darán prioridad a
aquellas que utilicen fuentes de energía renovables frente a las energías convencionales
en la medida en que el funcionamiento seguro del sistema eléctrico nacional lo permita.
1.4.3 Restricciones
Las restricciones de la electricidad producida por fuentes de energía renovables
pueden suponer que, en parques recientemente instalados, las horas de
0 14
funcionamiento no sean las esperadas y por tanto disminuya la rentabilidad de las
mismas, lo cual podría poner en riego nuevas inversiones.
Por tanto, los Estados miembros velarán por que se adopten las medidas operativas
oportunas en relación con la red y el mercado, con objeto de minimizar las
restricciones de la electricidad producida por fuentes de energía renovables.
Si se adoptan medidas para restringir las fuentes de energía renovables con objeto
de garantizar la seguridad del sistema eléctrico nacional y la seguridad del
abastecimiento, los operadores del sistema responsables deberán informar acerca de
dichas medidas e indiquen las medidas correctoras que tienen la intención de adoptar
para impedir restricciones inadecuadas.
1.4.4 Tarifas de transporte y distribución
Los Estados miembros deberán garantizar que las tarifas del transporte y la
distribución no supongan una discriminación de la electricidad procedente de fuentes
de energía renovables, incluida, en particular, la electricidad generada a partir de
fuentes de energía renovables producida en regiones periféricas, como son las
regiones insulares, y en regiones con escasa densidad de población. Los Estados
miembros garantizarán que las tarifas de transporte y distribución no sean
discriminatorias con respecto al gas procedente de fuentes de energía renovables.
Además estas tarifas deberán reflejar los beneficios realizables en materia de costes
como resultado de la conexión de las instalaciones a la red. Estos beneficios en materia
de costes podrían resultar del uso directo de la red de baja tensión.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 16
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías
renovables
El desarrollo sostenible y la disminución de la dependencia energética exterior han
sido algunos de los elementos centrales de la política energética española en los
últimos años. En España, dada la escasez de recursos fósiles autóctonos, la
dependencia energética del exterior es muy elevada llegando al 81,4 %. Es el séptimo
país de la UE con una mayor dependencia y el cuarto, sin tener en cuenta a Chipre,
Malta y Luxemburgo.
Como instrumentos básicos para reducir esta dependencia y alcanzar los
compromisos adquiridos por España con la firma del protocolo de Kyoto con respecto
a la reducción de las emisiones de efecto invernadero, se ha optado por la utilización
de las energías renovables y la eficiencia en la generación de electricidad.
Este reto supone avanzar en un nuevo modelo con un mayor peso de las energías
renovables en el mix energético. Para lograr hacer competitivas a estas tecnologías es
necesario una marco regulatorio duradero, objetivo y transparente, que garantice una
rentabilidad razonable para los inversores, así como que se internalicen completamente
los costes de energías convencionales, para que se trasmita la señal económica
adecuada a productores y consumidores
En este capítulo se va a analizar la evolución del marco regulatorio español sobre
energías renovables, así como las razones que han motivado los sucesivos cambios en
la normativa, tanto en lo que refiere a los requisitos técnicos y administrativos para la
inclusión de una instalación en el régimen especial como al régimen económico de la
misma.
2.1 Régimen jurídico y económico
El primer Real Decreto sobre producción de energía eléctrica a partir de fuentes de
energía renovables (el único antecedente era el RD 1217/1981, pero éste se refería
únicamente a la producción hidroeléctrica en pequeñas centrales) se aprobó en 1994
con el principal objetivo de aumentar el incentivo económico para este tipo de
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 17
instalaciones y así lograr el cumplimiento de los objetivos que se planteaban en el Plan
Energético Nacional 1991-2000.
La aprobación en 1997 de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, en el que se establecía
un nuevo modelo de funcionamiento en cuanto a la producción eléctrica basado en la
libre competencia supuso un hito importante en la política energética de nuestro país.
Además en dicha Ley se reconocía la existencia de un régimen especial de producción
de energía eléctrica, como régimen diferenciado del ordinario.
Esta ley hizo necesaria la elaboración del RD 2818/1998 para tratar de adecuar el
funcionamiento de dicho régimen especial a la nueva regulación e introducción de
competencia. Dicho RD pretendía impulsar el desarrollo de instalaciones de régimen
especial mediante la creación de un marco favorable sin incurrir en situaciones
discriminatorias que pudieran ser limitadoras de una libre competencia, pero
incentivando a aquellas tecnologías que contribuyeran con mayor eficacia a la mejora
de la eficiencia energética, la reducción del consumo y la protección del medio
ambiente.
En 2002 se aprobó un nuevo real decreto, el 841/2002, en el que se desarrollaban los
artículos 17, 18 y 21 del Real Decreto Ley 6/2000 de Medidas Urgentes de
Intensificación de la Competencia En Mercados de Bienes y Servicios, con el doble
objetivo de incentivar a los productores de régimen especial a participar en el mercado
y obligarles a informar de sus previsiones de producción aunque no participaran en
dicho mercado.
Con objeto de unificar éstas y otras normativas de desarrollo de la Ley 54/1997, en
lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial, en particular
en lo referente al régimen económico, se aprobó en 2004 el RD 436/2004. El principal
objetivo era establecer un régimen económico duradero para las instalaciones acogidas
al régimen especial, basado en una metodología de cálculo de la retribución objetiva y
transparente, aprovechando la estabilidad que había venido a proporcionar para el
conjunto del sistema el RD 1432/2002 de metodología para la aprobación de la tarifa
eléctrica media o de referencia.
Además el nuevo Real Decreto pretendía ser compatible con la nueva Directiva
2004/8/CE relativa al fomento de la cogeneración, ya que es más flexible en cuanto a
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 18
autoconsumos o potencias instaladas, dando prioridad al fomento de la cogeneración
sobre la base de la demanda de calor útil para reducir la actual dependencia energética
del exterior.
Aunque el crecimiento experimentado por el conjunto del régimen especial de
generación eléctrica tras la aprobación del RD 436/2004 había sido destacable los
objetivos planteados se encontraban, en determinadas tecnologías, lejos de ser
alcanzados. Además, los niveles de precio del mercado en 2005 y 2006 estaban dando
lugar a unas tasas de rentabilidad excesivas para los titulares de instalaciones eólicas
que optaban por vender su energia en el mercado para percibir el precio más la prima.
Todo ello en un contexto de elevado déficit tarifario.
Desde el punto de vista técnico, era necesario regular ciertos aspectos (huecos de
tensión, servicio de reactiva, adscripción a centros de control…) con el fin de garantizar
la seguridad en el sistema eléctrico y una mejor integración de las energías renovables
en el sistema, dado el creciente peso que estas tecnologías estaban adquiriendo en el
mix energético.
En este contexto se elaboró el RD 661/2007, que pretende establecer un marco legal
adecuado que permita alcanzar el objetivo indicativo nacional incluido en la Directiva
2001/77/CE del Parlamento Europeo de 2001, relativa a la promoción de la electricidad
generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la
electricidad, de manera que al menos el 29,4 por ciento del consumo bruto de
electricidad en 2010 provenga de fuentes de energía renovables.
La nueva normativa establece un nuevo marco retributivo mediante el cual
pretende impulsar además el cumplimiento de los objetivos establecidos en el Plan de
Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en
España. Dicho Plan de Energías Renovables 2005-2010, que constituyó la revisión del
Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000-2010, se debió a un
crecimiento de algunas tecnologías inferior al inicialmente previsto y, por otro parte, a
un incremento de la demanda notablemente superior a los escenarios manejados en el
Plan inicial. Se introdujeron importantes modificaciones al alza de los objetivos de
potencia establecidos y, en concreto, el objetivo de potencia eólica en 2010 se amplió de
8.155 MW a 20.155 MW y el objetivo de potencia fotovoltaica de 150 MW a 400 MW.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 19
Esta normativa ha supuesto el impulso definitivo de la energía solar fotovoltaica, ya
que la retribución establecida supone rentabilidades muy elevadas para los inversores,
lo que ha dado lugar a un crecimiento de la potencia instalada muy superior al
esperado. Sólo tres meses después de la entrada en vigor de este real decreto, ya se
había superado el 85% del objetivo de potencia instalada fotovoltaica establecido para
2010 en el Plan de Energías Renovables 2005-2010. En mayo de 2008 la potencia
instalada había alcanzado ya los 1000 MW. En este contexto se elaboró el Real Decreto
1578/2008 que tiene por objeto establecer un nuevo régimen económico para las
instalaciones fotovoltaicas que obtengan su inscripción definitiva en el “Registro
administrativo de instalaciones de producción en régimen especial” con posterioridad
al 29 de septiembre de 2008. La nueva normativa modifica el régimen económico a la
baja, siguiendo la evolución esperada de la tecnología, para asegurar su eficiencia.
2.1.1 Inclusión de una instalación en el régimen especial
2.1.1.1 Real Decreto 2366/1994
El ámbito de aplicación del RD 2366/1994 son aquellas instalaciones de menos de
100 MVA:
Abastecidas únicamente por fuentes de energía renovables no hidráulicas
(solar, eólica, geotérmica…).
Centrales hidroeléctricas cuya potencia aparente no es superior a 10 MVA.
Centrales que utilizan como combustible principal residuos.
Centrales que utilizan como combustible principal biomasa.
Centrales que utilizan energías renovables, residuos o biomasa junto con
combustibles convencionales.
Centrales de cogeneración.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 20
Centrales que utilizan calores residuales procedentes de cualquier
instalación cuya finalidad no es la producción de energía eléctrica.
Exceptuando las energías renovables no hidráulicas y la minihidráulica, el resto de
grupos están obligados a satisfacer unos requisitos de rendimiento energético para
acogerse al Real Decreto 2366/1994.
El RD 2366/1994 establece como requisito necesario para la aplicación a dichas
instalaciones del régimen especial la inscripción de las mismas en el Registro General
de Instalaciones de Producción de Régimen Especial en la Dirección General de la
Energía, a efectos de poder realizar un adecuado seguimiento de la planificación
energética, tanto en lo relativo a potencia instalada como a la evolución de la energía
producida y la energía primaria utilizada. No hay que olvidar que uno de los
objetivos del RD 2366/1994 es mejorar los sistemas de información y seguimiento de
la planificación energética, por lo que en la solicitud para inscribirse en el régimen
especial, el titular de la instalación debe incluir también una evaluación cuantificada de
la energía eléctrica que dicha instalación va a transferir a la red. Además los titulares o
explotadores deben enviar cada año una memoria resumen del año anterior, en el que
incluyan la energía generada por la instalación así como la consumida.
Las instalaciones acogidas a este RD deberán utilizar en sus instalaciones la energía
procedente de sus generadores, vertiendo a la red únicamente sus excedentes. Las
empresas distribuidoras están obligadas a adquirir dichos excedentes, siempre que sea
posible su absorción por la red. Si hubiera circunstancias que impidieran técnicamente
dicha absorción, el órgano competente fijará un plazo para subsanarlas, asumiendo el
titular o explotador de la instalación los costes de las modificaciones si éstas fueran
exclusivamente para su servicio.
La energía suministrada a la red de la empresa distribuidora debe ser entregada en
condiciones técnicas adecuadas y tener un factor de potencia lo más próximo posible a
la unidad. Además los productores deberán cortar la conexión con la red de la empresa
distribuidora, si por causas de fuerza mayor u otras, debidamente justificadas, la
empresa distribuidora lo solicita, pero las condiciones de servicio normal deberán
restablecerse lo más rápidamente posible.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 21
2.1.1.2 Real Decreto 2818/1998
La nueva normativa modifica los términos de los umbrales de potencia, limitando la
capacidad máxima de las instalaciones con derecho a acogerse a este Real Decreto a
50 MW.
Además, el RD 2818/1998 establece nuevas clasificaciones dentro de algunos grupos
de la normativa anterior según el tipo de biomasa (primaria, secundaria o combinación
de ambos con combustibles convencionales), el tipo de residuo (urbanos, agrícolas,
ganaderos, de servicios y otros residuos) o el tamaño de la central hidroeléctrica
(centrales cuya potencia no sea superior a 10 MW y centrales con una potencia
comprendida entre 10 MW y 50 MW).
En lo que respecta a la aplicación a dichas instalaciones del régimen especial, es
requisito necesario la inscripción en el “Registro Administrativo de Instalaciones de
Producción en Régimen Especial” sección constituida en el “Registro Administrativo
de Instalaciones de Producción en Régimen Especial” a que se refiere la Ley del sector
Eléctrico de 1997. Dicho procedimiento de inscripción consta de una fase de inscripción
previa y otra de inscripción definitiva y, en la misma línea que en la anterior
normativa, pretende lograr un adecuado seguimiento del régimen especial, ya que la
gestión y el control de la percepción de las primas establecidas en este Real Decreto es
un factor clave para el conjunto del sistema eléctrico.
Las instalaciones acogidas a este Real Decreto únicamente podrán verter a la red sus
excedentes, excepto las solares, eólicas, geotérmica y de las mareas y las hidroeléctricas
de menos de 50 MW para las que la nueva normativa establece que podrán verter a la
red la totalidad de su producción. Las empresas distribuidoras estarán obligadas a
adquirir dicha producción, siempre que sea posible su absorción por la red. Al igual
que en la anterior normativa, se establece que la energía suministrada a la red de la
empresa distribuidora deberá ser entregada en condiciones técnicas adecuadas y tener
un factor de potencia lo más próximo posible a la unidad
Las instalaciones podrán optar por vender su energía en el mercado de
producción de energía eléctrica o formalizar contratos bilaterales físicos. Los
productores que opten por participar en el mercado recibirán primas únicamente por la
energía casada.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 22
El nuevo Real Decreto obliga a las centrales de cogeneración, biomasa y residuos
con potencias superiores a 10 MW a comunicar a la empresa distribuidora, a título
informativo, los excedentes eléctricos previstos en cada uno de los períodos de
programación del mercado.
El Real Decreto 2818/1998 introduce nuevos normas en cuanto a la conexión a la red
de este tipo de instalaciones: la potencia total de la instalación no podrá superar el 50%
de la capacidad de la línea en el punto de conexión o si dicha instalación está conectada
directamente a una subestación no podrá superar el 50% de la capacidad de
transformación instalada para ese nivel de tensión. Además las instalaciones de
potencia superior a 5 MW dotadas de generadores síncronos deberán estar equipadas
de sistemas de desconexión automática para evitar alteraciones en la red.
2.1.1.3 Real Decreto 841/2002
Tras la aprobación del Real Decreto Ley 6/2000, en el que se establecían medidas
para fomentar la competencia tras la reciente liberalización, era necesario un nuevo
Real Decreto que desarrollase dicha ley en lo que a instalaciones de régimen especial se
refiere.
El Real Decreto 841/2002 tiene por objeto incentivar la participación en el mercado
de las instalaciones acogidas al Real Decreto 2818/1998. Por tanto, pertenecen al
ámbito de aplicación del mismo las mismas instalaciones que lo eran a aquel, con la
única diferencia de que en la nueva normativa se distinguen dos grupos dentro de la
energía solar: energía fotovoltaica y térmica, que recibirán primas distintas, por
considerarse para las instalaciones fotovoltaicas una mayor necesidad de incentivo.
2.1.1.4 Real Decreto 436/2004
La nueva normativa distingue dos subgrupos dentro las instalaciones eólicas, las
ubicadas en tierra y las ubicadas en el mar, estableciéndose para ambas los mismos
incentivos. Las instalaciones de cogeneración también se subdividen distinguiéndose
entre aquéllas que utilizan como combustible el gas natural, siempre que éste suponga
al menos el 95% de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico
inferior, y el resto de cogeneraciones. La nueva normativa también reconoce dentro de
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 23
su ámbito de aplicación la energía oceanotérmica y la de las corrientes marinas,
incluyéndolas en el mismo grupo que la energía geotérmica y de las olas y las mareas.
Por tanto las instalaciones que podrán acogerse al régimen especial según este Real
Decreto serían las mostradas en el cuadro siguiente:
El RD 436/2004 es más flexible en cuanto a los requerimientos a las centrales de
biomasa, reduciendo los porcentajes que tiene que suponer la misma para considerarse
combustible principal y poder acogerse a este RD.
Para poder acogerse a este RD, las instalaciones deberán inscribirse en el “Registro
Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial”, siguiendo el
mismo proceso que establecía el real decreto anterior.
A diferencia de la normativa anterior, en el nuevo RD todas las instalaciones con
potencias superiores a 10 MW deberán comunicar a la distribuidora una previsión
de su producción de energía eléctrica en cada uno de los períodos de programación.
En caso de que se observen desviaciones respecto a lo previsto, se podrán formular
correcciones a dicho programa con una antelación de una hora al inicio de cada
mercado intradiario.
En lo que respecta a la conexión a la red se mantiene los criterios establecidos en el
Real Decreto 2818/1998.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 24
2.1.1.5 Real Decreto 661/2007
Uno de los objetivos clave del RD 661/2007 es impulsar definitivamente la
cogeneración como herramienta de ahorro y eficiencia energética para el país, y así
poder cumplir con los objetivos de ahorro energético y de reducción de emisiones
fijados en el protocolo de Kyoto.
El procedimiento para que una instalación se acoja al régimen especial, es muy
similar al establecido en la anterior normativa. El primer paso es solicitar ante la
Administración competente su inclusión en una de las categorías o subgrupos.
Además, deberá hacerse una evaluación cuantitativa de la energía eléctrica que va a ser
transferida en su caso a la red. Después, se procederá a la presentación de la solicitud
acompañada de toda la documentación acreditativa de los requisitos. Finalmente se
dirigirá la inscripción al órgano correspondiente junto con todos los contratos y
certificados pertinentes. Una novedad que introduce este real decreto es que establece
como requisito indispensable para obtener la autorización de la instalación que ésta
obtenga previamente los derechos de acceso y conexión a las redes de transporte o
distribución correspondientes.
Como mejora sustancial frente al marco anterior, se permite la hibridación, es decir,
que las instalaciones de tecnología solar termoeléctrica utilicen biomasa como
combustible en aquellos períodos que no existe radiación solar e, igualmente, las
instalaciones que utilicen como combustible cultivos energéticos puedan utilizar, por
ejemplo, residuos forestales para compensar periodos de escaso suministro y así
garantizar en ambos casos una utilización más eficiente de las plantas y un mayor
desarrollo de estas tecnologías.
Dado el crecimiento experimentado por el régimen especial, así como la
experiencia acumulada de las anteriores normativas, la nueva normativa también
introduce algunos cambios desde el punto de vista técnico, regulando ciertos
aspectos para garantizar la seguridad del sistema y permitir la máxima integración de
energía eólica en el sistema eléctrico, minimizando las restricciones a la producción de
dicha generación.
Con este fin se exige que los nuevos parques eólicos sean capaces de mantenerse
conectados a la red ante un hueco de tensión en la misma, contribuyendo, al igual que
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 25
otras tecnologías, a la resolución del problema y a la seguridad y estabilidad del
sistema. Los parques existentes que sean capaces de adaptarse a esta nueva exigencia
tendrán derecho a percibir un complemento durante cinco años. Esta medida es
necesaria ya que hace algunos años la desconexión de pequeños parques eólicos
conectados al sistema local de distribución no suponía un peligro para la seguridad del
sistema, pero, en el contexto moderno español, con agrupaciones de parques eólicos de
más de 200 MW la pérdida de esa potencia ante un hueco de tensión si es muy
significativa. Según la AEE, las nuevas instalaciones eólicas podrán cumplir con este
requerimiento técnico ya que los aerogeneradores han evolucionado mucho desde los
años 80 y son capaces de soportar huecos transitorios de mucha mayor magnitud que
hace algunos años, en torno al 20% de la tensión nominal. Los principales fabricantes,
Vestas y Gamesa Eólica, también han asegurado que sus aerogeneradores están ya
preparados para soportar los huecos de tensión.
Además, con el fin de garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico, la nueva
normativa obliga a todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior
a 10 MW a estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como
interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de
las instalaciones. Los costes de instalación y mantenimiento de dichos centros de
control correrán a cargo de las instalaciones adscritas a los mismos.
2.1.1.6 Real Decreto 1578/2008
Pertenecen al ámbito de aplicación de este real decreto las instalaciones
fotovoltaicas que obtengan su inscripción definitiva en el “Registro administrativo de
instalaciones de producción en régimen especial” con posterioridad al 29 de
septiembre de 2008, fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto
661/2007 para dicha tecnología.
La nueva normativa establece los siguientes tipos y subtipos dentro de las
instalaciones fotovoltaicas:
Instalaciones integradas en edificios, ya sea en fachadas o sobre cubiertas.
• Con una potencia inferior o igual a 20 kW
• Con una potencia superior a 20 kW
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 26
Instalaciones fotovoltaicas no incluidas en el grupo anterior
Para acogerse al régimen económico establecido en este real decreto, será requisito
indispensable la inscripción en una nueva sub-sección del “Registro administrativo de
instalaciones de producción de energía eléctrica”, denominada “Registro de
preasignación de retribución”. Habrá cuatro convocatorias al año para la inscripción
en dicho registro y se propone un objetivo anual de potencia, que el primer año será de
500 MW, y que se distribuirá entre dichas convocatorias. Se establecen unos cupos de
potencia por tipo y subtipo para cada convocatoria que estarán constituidos por las
potencias base, y, en caso de que no se hubiera cubierto el cupo de potencia en la
convocatoria anterior, por las potencias adicionales traspasadas o incorporadas.
Una vez ordenadas las solicitudes en los distintos tipos y subtipos se procederá a la
asignación de retribución empezando, por las fechas mas antiguas y hasta que sean
cubiertos los cupos de potencia para esa convocatoria. La ultima solicitud que sea
aceptada será aquella, para la cual, su no consideración supondría la no cobertura del
cupo previsto, aunque se supere la potencia establecida en dicho cupo.
El Real Decreto 1578/2008 establece una nueva definición de potencia para
conseguir mayor precisión en el computo de la potencia de cada instalación
fotovoltaica y así evitar la parcelación de una única instalación en varias de menor
tamaño, con el objetivo de obtener un marco retributivo mas favorable, práctica que
se había venido produciendo desde la entrada en vigor del Real Decreto 661/2007
dadas las condiciones económicas más favorables que establecía dicha normativa para
las instalaciones de menos de 100 kW.
Dadas las irregularidades que se habían venido observando, el Real Decreto
1578/2008 establece que se realizarán inspecciones periódicas y aleatorias a las
instalaciones objeto de dicho normativa para verificar que cumplen los requisitos
exigidos, así como la veracidad de los datos aportados durante el procedimiento de
inscripción.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 27
2.1.2 Régimen económico
2.1.2.1 Real Decreto 2366/1994
En 1994, la experiencia adquirida, el grado de desarrollo en el que se encontraban
este tipo de instalaciones, la creciente dimensión de las plantas y su mayor incidencia
en la explotación unificada aconsejaban realizar una actualización de la normativa
vigente en ese momento, y en particular del régimen económico.
En este contexto se aprobó el RD 2366/1994 que tiene por objeto adecuar el
régimen económico referente a las instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras
abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables al régimen tarifario y a la
realidad vigente en ese momento, marcada por una creciente participación de plantas
de cogeneración con cada vez mayores potencias.
A partir de la entrada en vigor de la nueva normativa el precio medio de la energía
establecido que estaban obligados a abonar las empresas distribuidoras a los
productores de régimen especial tendrá en cuenta los costes evitados al sector eléctrico
por concepto de generación, transporte y distribución a través de un coeficiente Kf,
siendo la facturación total la resultante de la aplicación de la siguiente fórmula:
FT = (PF * Tp + Ec Te ± DH ± ER) Kf - AI
en la que
FT = Facturación en pesetas.
PF = Potencia a facturar expresada en kW
Tp = Precio de la potencia
Ec = Energía cedida en kWh.
Te = Precio de la energía
DH = Complemento por discriminación horaria.
ER = Complemento por energía reactiva.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 28
Kf = Coeficiente relativo a los costes evitados
AI = Abono por incumplimiento de potencia
Como se puede observar el precio de venta de la energía cedida tiene una
estructura binómica, estando compuesto por un término de facturación de la potencia
y otro de la energía cedida y, cuando proceda, por recargos o descuentos como
consecuencia de la discriminación horaria o el factor de potencia (que deberá ser lo
más próximo posible a la unidad).
El abono por incumplimiento de potencia sólo es aplicable a centrales que utilizan
como combustible principal residuos, centrales de cogeneración o aquéllas que
utilizan calores residuales, mientras que están exentos de fijar potencias garantizadas
aquellas instalaciones abastecidas únicamente por fuentes renovables no hidráulicas e
hidráulicas de potencia aparente inferior a 10 MVA.
2.1.2.2 Real Decreto 2818/1998
El RD 2366/1994 quedó obsoleto tras la liberalización del mercado eléctrico español
en 1997. La ley 54/1997 del Sector Eléctrico estableció los principios de un nuevo
modelo basado en la libre competencia en generación. Para hacer compatible está
competencia en el mercado, con un desarrollo sostenible que permitiera cumplir los
requisitos adquiridos por España en la reducción de emisiones, dicha Ley establecía la
existencia de un régimen especial de producción de energía eléctrica, como régimen
diferenciado del ordinario.
En este contexto se aprobó el RD 2818/1998 que establece un sistema de incentivos
para aquellas instalaciones de régimen especial con potencia igual o inferior a 50
MW, necesario para situar a las mismas en posición de competencia en un mercado
libre. Para las instalaciones basadas en energías renovables y de residuos, dicho
sistema de incentivos no tiene límite temporal ya que, por sus especiales características
y nivel tecnológico, los mayores costes de este tipo de instalaciones no les permiten la
competencia en un mercado libre.
La retribución establecida en el RD 2818/1998 era:
R = Pm + Pr ± ER
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 29
siendo:
R = retribución en pesetas/kWh.
Pm = precio final horario medio de mercado en cada hora.
Pr = prima.
ER = complemento por energía reactiva.
Para instalaciones hidráulicas de entre 10 y 50 MW y para centrales de cogeneración
las primas establecidas en el RD 2818/1998 son función de la potencia instalada. Las
primas destinadas a las instalaciones abastecidas por fuentes de energía procedentes de
los residuos también dependen de la potencia de dichas instalaciones, excepto aquellas
de tratamiento de purines cuya potencia sea menor 15 MW y de tratamiento de lodos
cuya potencia sea inferior a 10 MW, que recibirán 3,90 pesetas por kWh. Para el resto
de instalaciones acogidas al régimen especial, las primas establecidas tienen un valor
independiente de la potencia instalada que varía alrededor de los 5 pesetas por kWh
según el tipo de instalación (eólica, geotérmica, biomasa…). Para el caso de la energía
solar, al ser la más costosa y por tanto la que necesita una mayor inversión para
alcanzar la madurez tecnológica, la prima asciende a 60 pesetas por kWh para
instalaciones de hasta 5kW y 30 pesetas por kWh para el resto de instalaciones solares.
Las instalaciones solares, eólicas, aquellas que únicamente utilizan como energía
primaria la geotérmica, la de las olas y las mareas, así como la de las rocas calientes y
secas y las que utilizan como combustible principal biomasa primaria (vegetales de
crecimiento menor de un año) pueden optar por no aplicar las primas comentadas y
recibir en todas las horas un precio total establecido que dependía de la tecnología.
2.1.2.3 Real Decreto 841/2002
El Real Decreto Ley 6/2000 de Medidas Urgentes de Intensificación de la
Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, entre otros aspectos, introduce
mejoras en la regulación de los incentivos de acceso al mercado de los productores en
régimen especial, así como las obligaciones de entrega del programa de cesión de
energía para los productores que no participan en el mercado. El Real Decreto
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 30
841/2002 desarrolla lo dispuesto en dicho Real Decreto Ley en lo referente al régimen
especial.
Este RD es de aplicación para las centrales de más de 1MW reguladas en RD
2818/1998 y, aunque no obliga a las instalaciones de menos de 50MW a vender su
energía en el mercado, sí pretende incentivar su participación en el mismo
estableciendo la siguiente retribución para las instalaciones que participaran en el
mercado:
• El precio obtenido de la casación en el mercado diario y en los mercados
intradiarios.
• La retribución por la prestación de servicios en los mercados de operación
del sistema: solución de restricciones técnicas, resolución de desvíos
generación consumo y servicios complementarios.
• Retribución por garantía de potencia.
• Las correcciones que se hayan producido como consecuencia de las
desviaciones con respecto a la programación horaria final. De esta forma se
mejora la predicción de la energía eléctrica, porque la penalización por
desvío es más fuerte y más eficiente.
• Además, al estar dichas instalaciones acogidas al RD 2818/1998, percibirán
las primas establecidas en dicho RD, que deben ser pagadas mensualmente
por el distribuidor. Las únicas primas que se modifican con respecto a dicho
RD son las correspondientes a la energía solar, distinguiéndose dos grupos:
fotovoltaica y térmica. Para la fotovoltaica se mantiene la misma prima que
se fijo en 1998 para la energía solar en su conjunto, mientras que para la
térmica se reduce a 20 pesetas/kWh.
Para una mejor predicción de la energía eléctrica y en desarrollo de lo establecido en
el artículo 18 del Real Decreto Ley 6/2000, el Real Decreto 841/2002 obliga a las
instalaciones pertenecientes a los grupos de cogeneración, biomasa y residuos, cuando
no participen en el mercado de producción y su potencia fuera superior a 10 MW, a
comunicar la previsión de excedentes, debiendo los grupos de cogeneración asumir los
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 31
costes de desvío siempre que la desviación resultase superior, tanto al alza como a la
baja, al 5%.
2.1.2.4 Real Decreto 436/2004
En 1994 el desarrollo sostenible era considerado cada vez más un elemento clave en
la política económica de cualquier gobierno. España disponía del potencial de
renovables suficiente pero era necesario establecer un régimen económico estable y
objetivo que contribuyera a fomentar la inversión en este tipo de instalaciones para
lograr la consecución de los objetivos de potencia instalada previstos en el Plan de
fomento de energías renovables 2000-2010, así como el objetivo fijado en la Ley
54/1997, de que en el año 2010 las fuentes de energía renovable cubrieran, al menos, el
12 % del total de la demanda energética en España.
Finalmente se estableció un sistema que aprovechaba la estabilidad que había
proporcionado, para el conjunto del sistema, el Real Decreto 1432/2002, de
metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de referencia, fijando los
incentivos como un porcentaje de dicha tarifa.
El Real Decreto 436/2004 establece que el titular de la instalación, puede optar por:
• Vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor,
percibiendo por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única
para todos los períodos de programación, definida como un porcentaje de la
tarifa eléctrica media o de referencia y que, por tanto, indirectamente, está
basada en el precio del mercado de producción. Dicho porcentaje, para la
energía eólica, energía geotérmica, de las olas, de las mareas, de las rocas
calientes y secas, oceanotérmica, energía de las corrientes marinas, centrales
hidráulicas de menos de 50 MW y centrales que utilicen como combustible
principal biomasa estaba comprendido dentro de una banda entre el 80 % y
el 90 % de la tarifa eléctrica media o de referencia, mientras que para las
instalaciones fotovoltaicas y térmicas alcanzaba valores del 575% y el 300%
respectivamente. Por tanto en este RD se sigue considerando la energía solar,
especialmente la fotovoltaica, como una tecnología todavía inmadura y muy
costosa, y que por tanto requiere incentivos más elevados para atraer la
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 32
inversión y llegar a ser competitiva. Las tarifas reguladas serán facturadas y
liquidadas a la empresa distribuidora.
• Vender dicha producción o excedentes directamente en el mercado diario,
en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en
este caso el precio negociado en el mercado, más un incentivo por
participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a
percibirla. Este incentivo y esta prima complementaria se definen también
genéricamente como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de
referencia, si bien posteriormente se concreta, caso por caso, teniendo en
cuenta los criterios a que se refiere el artículo 30.4 de la Ley 54/1997, de 27
de noviembre, del sector eléctrico. Las primas y los incentivos serán
facturados y liquidados a la empresa distribuidora, al igual que en el RD
2818/1998.
Este RD introdujo otra novedad: establecía unos objetivos de potencia instalada
para cada tecnología y una vez alcanzado dicho objetivo se procedería a la
revisión de la cuantía de las tarifas, primas e incentivos.
Cualquiera que fuera el mecanismo retributivo por el que se optara, el Real
Decreto garantizaba a los titulares de instalaciones en régimen especial una
retribución razonable para sus inversiones, si bien se incentivaba la
participación en el mercado al considerarse que con ello se lograba una menor
intervención administrativa en la fijación de los precios de la electricidad.
Además la participación en el mercado implica una mejor y más eficiente
imputación de los costes del sistema, en especial en lo referido a gestión de
desvíos y a la prestación de servicios complementarios.
En lo que respecta a la gestión de los desvíos para las instalaciones que vayan a
tarifa, todos los titulares de instalaciones de más de 10 MW (en 2002 sólo tenían
dicha obligación las centrales de cogeneración, biomasa y residuos) deberán
comunicar a la distribuidora una previsión de la energía eléctrica a ceder a la
red y cuando su producción real se desvíe más de la tolerancia permitida
respecto a su previsión ( 20% para eólicos y fotovoltaicos y 5% para el resto de
tecnologías) deberán soportar un coste de desvío que será función de la tarifa
eléctrica media o de referencia.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 33
2.1.2.5 Real Decreto 661/2007
El nuevo régimen económico se desliga de la Tarifa Eléctrica Media o de
Referencia utilizada hasta el momento y sigue incentivando la participación en el
mercado mediante un sistema análogo al contemplado en el Real Decreto 436/2004 en
el que el titular de la instalación puede optar por vender su energía a una tarifa
regulada, única para todos los periodos de programación, o bien vender dicha energía
directamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato
bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado mas una prima
(desaparece el incentivo económico establecido en la anterior normativa). En este
último caso introduce, para determinadas tecnologías, entre ellas la eólica, una
novedad conocida con el término de “cap and floor”. Dicho término se refiere a que se
establecen unos límites inferior y superior para la suma del precio horario del
mercado diario más la prima y, por tanto, dicha prima será variable en función del
precio del mercado resultante en cada hora. De esta forma se pretende eliminar la
prima cuando el precio del mercado sea suficientemente elevado para garantizar una
rentabilidad razonable, y proteger al promotor cuando los ingresos derivados del
precio del mercado fueran excesivamente bajos.
Todas las instalaciones acogidas a este real decreto, independientemente de la
opción de venta que elijan, recibirán un complemento por energía reactiva. La
normativa anterior también establecía este complemento, pero en este caso las
instalaciones de potencia igual o superior a 10 MW deberán cumplir además con las
instrucciones que reciban del operador del sistema para modificar temporalmente el
valor mantenido, aplicándose en ese caso la máxima bonificación mientras que se
aplicará la máxima penalización contemplada en este real decreto en caso de
incumplimiento de las mismas. Al igual que en el Real Decreto 436/2004, las
instalaciones que opten por vender su energía en el mercado podrán, si así lo desean,
renunciar a este complemento y participar en el procedimiento de control de tensión
vigente. Conforme a dicho procedimiento, las centrales tienen que suministrar un
mínimo de energía reactiva, por el que no perciben retribución alguna. Se está
elaborando una normativa para que las instalaciones cuya energía reactiva sea mayor
que dicho mínimo reciban una tarifa regulada por la diferencia entre su producción de
energía reactiva y los requisitos mínimos. Pero está tarifa regulada todavía no ha
entrado en vigor y por tanto las instalaciones de régimen especial optan por el
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 34
complemento de energía reactiva, renunciando a participar en el procedimiento de
control de tensión vigente.
El Real Decreto 661/2007 establece un nuevo complemento para incentivar la
eficiencia de aquellas instalaciones a las que les sea exigible el cumplimiento del
rendimiento eléctrico equivalente y aquellas cogeneraciones con potencia instalada
mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW. Las instalaciones que pertenezcan a
estos grupos que acrediten un rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo
establecido en este real decreto percibirán un complemento que será función directa
del ahorro de energía primaria con respecto a dichos requisitos mínimos.
Además la nueva normativa establece una prima para ciertas instalaciones de
tecnologías asimilables al régimen especial pero que por lo elevado de su potencia
deban estar incluidas en el régimen ordinario, o bien, instalaciones térmicas
convencionales que utilicen biomasa o biogás con objeto de fomentar su implantación.
Los importes de las tarifas, prima, complementos y límites superior e inferior del
precio total que pueden percibir las instalaciones acogidas a este real decreto, que
utilizan como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles,
biomasa o biocarburantes así como aquellas cogeneraciones que utilicen como
combustible principal biomasa o biogás, se actualizarán anualmente tomando como
referencia el IPC menos 0,25 hasta 31 de diciembre 2012 y menos 0,50 a partir de
entonces.
La nueva normativa establece que las tarifas reguladas, primas y complementos se
liquiden con la Comisión Nacional de la Energía. Hasta entonces, dicha función
correspondía a la empresa distribuidora, cuya retribución quedaba sometida al riesgo
inducido por los desvíos frecuentes de este tipo de instalaciones frente a las
previsiones.
Las disposiciones de este Real Decreto no tienen carácter retroactivo. Las
instalaciones que se pongan en funcionamiento hasta el 1 de enero de 2008 podrán
mantenerse acogidas a la regulación anterior en la opción de tarifa fija durante toda su
vida útil. Cuando participen en el mercado, podrán mantener su regulación anterior
hasta el 31 de diciembre de 2012. Voluntariamente, estas instalaciones podrán optar
por acogerse a este nuevo Real Decreto desde su publicación. Con la eliminación de la
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 35
retroactividad, se quiere proporcionar estabilidad al sector, aportando así seguridad
jurídica para el productor. Si los precios se hubieran mantenido tan elevados como en
2006, la mayoría de las instalaciones ya existentes que vendieran su energía en el
mercado diario hubieran optado por permanecer acogidas al régimen económico
anterior, en el que no había límite superior para el precio final de la energía, pero la
caída de los precios en 2007 hizo que resultara más atractivo acogerse al nuevo Real
Decreto para proteger sus ingresos ante la caída de los precios del mercado.
En el Real Decreto 661/2007 se establecen unos objetivos de potencia instalada
coincidentes con los del Plan de Energías Renovables 2005-2010. Una vez que se
alcance el 85 por ciento del objetivo de potencia para un grupo o subgrupo se
establecerá el plazo máximo que tendrán las nuevas instalaciones que desean
acogerse a este real decreto para ser inscritas en el Registro administrativo de
instalaciones de producción en régimen especial y tener derecho a la prima o, en su
caso, tarifa regulada establecida en este real decreto para dicho grupo o subgrupo.
En los que respecta a la gestión de desvíos las instalaciones que se acojan a la tarifa
regulada, realizarán también la venta de su energía a través del sistema de ofertas
gestionado por el operador de mercado a efectos de cuantificar los desvíos y proceder
a liquidar los mismos en caso de que se hayan producido. El coste del desvío será el
fijado en el mercado organizado para cada periodo de programación y se repercutirá
sobre la diferencia, en valor absoluto, entre la producción real y la previsión. Las
únicas instalaciones que, estando acogidas a la tarifa regulada, estarán exentas del
pago del coste de desvíos serán aquellas que no están obligadas a disponer de equipos
de medida horaria, de acuerdo con el “Reglamento de puntos de medida de los
consumos y tránsitos de energía eléctrica”.
2.1.2.6 Real Decreto 1578/2008
El régimen económico que establecía el Real Decreto 661/2007 para la tecnología
solar fotovoltaica era muy favorable para los inversores y dio lugar a un crecimiento
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 36
de la potencia instalada muy superior al esperado, alcanzando en 2008 las previsiones
para el año 2016.
Tras anunciarse en septiembre de 2007, que, al haberse superado el 85% del objetivo
de potencia para dicha tecnología, los inversores que quisieran acogerse al régimen
económico establecido en el Real Decreto 661/2007 disponían de un año para la puesta
en marcha de nuevas instalaciones, ya que a partir de entonces se procedería a la
revisión de las tarifas, esta crecimiento se volvió todavía más acusado, instalándose en
2008 casi 2.300 MW. Con este incremento la potencia fotovoltaica instalada superaba ya
los 2970 MW, cuando dos años antes sólo había instalados 145 MW.
Fuente CNE
En este contexto se elaboró el Real Decreto 1578/2008 tiene por objeto establecer un
nuevo régimen económico para las instalaciones fotovoltaicas que estimule la
evolución tecnológica y la competitividad, de forma que la retribución sea suficiente
para garantizar las inversiones, pero no excesiva, ya que esto podría repercutir de
manera significativa en los costes del sistema eléctrico y desincentivaría la apuesta por
la investigación y el desarrollo. Por ello, siguiendo la evolución esperada de la
tecnología, introduce un nuevo esquema retributivo basado en el establecimiento de
cupos anuales de potencia a instalar con varias subastas anuales en las cuales la
prima ofrecida refleja la oferta del mercado para estas instalaciones. Las
instalaciones calificadas quedan inscritas en un nuevo Registro de pre asignación de
Potencia solar FV Instalada (MW)
1 2 2 4 7 12 23 47 145
692
2.973
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 37
la retribución, de forma que queda más controlada la capacidad en planificada o en
desarrollo.
El nuevo régimen económico pretende reconocer las ventajas que ofrecen las
instalaciones integradas en edificios, ya sea en fachadas o sobre cubiertas, por tratarse
de generación distribuida, porque no aumentan la ocupación de territorio y por su
contribución a la difusión social de las energías renovables. Por ello establece un
régimen retributivo más favorable para las instalaciones integradas en edificios con
una potencia instalada menor o igual a 20 kW, percibiendo éstas 340€/MWh.
Además la nueva normativa no establece unos objetivos de potencia fijos, sino
que éstos, al igual que los tarifas, irán evolucionando de forma coordinada con las
mejoras tecnológicas. Para ello se establecen unos mecanismos de ajuste de precios y
de potencia:
Si en una convocatoria se cubre más del 75% del cupo de potencia para alguna
de las tres categorías, la tarifa establecida para dicha categoría en la siguiente
convocatoria disminuirá. Por el contrario si durante dos convocatorias seguidas
se cubre menos del 50% del cupo, la tarifa aumentará.
Cada año, las potencias base se incrementarán o reducirán en la misma tasa
porcentual acumulada que se reduzca o incremente, respectivamente, la
retribución correspondiente a las convocatorias celebradas durante el año
anterior.
Por tanto, el objetivo anual de potencia que propone este real decreto evolucionará
al alza de manera coordinada con las mejoras tecnológicas, en lugar de utilizar la
potencia total acumulada para fijar los límites como establecía el Real Decreto
661/2007.
2.2 Acceso y conexión a red
Una vez analizado como ha evolucionado el marco regulatorio español desde el
punto de vista del régimen jurídico y económico al que están acogidas este tipo de
instalaciones, no hay que olvidar la importancia de la regulación relativa al acceso y
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 38
conexión a red de dichas instalaciones. Para que las instalaciones puedan verter su
energía a la red y así recibir las primas establecidas para este tipo de tecnologías, será
requisito indispensable que dispongan de acceso y conexión a la red.
En este apartado se analizará la evolución del marco regulatorio de acceso y
conexión a la red.
La Orden de 5 de septiembre de 1985, ya derogada, constituye una de las primeras
normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y la conexión a las redes
eléctricas de plantas de generación. Su ámbito de aplicación son las centrales
hidroeléctricas de hasta 5000 kVA y las centrales de autogeneración eléctrica.
Estas normas tienen como objeto evitar la transferencia de averías a las redes
públicas, mediante el uso de protecciones, así como la correcta explotación y medición
y la normalización de equipos e instalaciones.
Dicha orden establece que las protecciones deberán incluir tres relés de mínima
tensión (0,85Un) así como un relé de máxima y mínima frecuencia (49-51Hz). Esta
obligación ha tenido una importante repercusión en el sector eólico, al desconectarse
este tipo de instalaciones ante huecos de tención o variaciones de frecuencia. En el
capítulo de incidentes relacionados con el régimen especial se comentará un caso
ocurrido el 4 de noviembre de 2006 en el que debido a ésta obligación se desconectaron
un número importante de instalaciones eólicas, poniéndose en peligro la seguridad del
sistema. Además la orden del 5 de septiembre establece que, si se produjera un fallo y
actuarán las protecciones, la reconexión no se hará hasta que no exista una tensión
superior al 85% de la nominal y haya transcurrido un tiempo no inferior a tres
minutos.
Como ya se ha visto en apartados anteriores, la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico
introdujo un modelo liberalizado que supuso un hito en la política energética española.
Para adecuar el régimen especial a este nuevo modelo se elaboró el RD 2818/1998, que
establecía que las instalaciones solares tendrían unas condiciones administrativas y
técnicas específicas para su conexión a la red eléctrica. Para desarrollar dichas normas
se elaboró el Real Decreto 1663/2000, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas de
potencia nominal no superior a 100kVA a la red de baja tensión (menos de 1 kV).
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 39
En el contexto de un nuevo modelo del sistema eléctrico español era necesario
establecer un marco legal adecuado para las actividades de transporte, distribución y
comercialización. Con este propósito se elaboró el Real Decreto 1955/2000 que tiene
por objeto establecer un régimen jurídico aplicable a las actividades de transporte,
distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de
instalaciones de energía eléctrica acorde con el nuevo modelo establecido en la Ley
54/1997 basado en la libre competencia en cuanto a la producción de energía eléctrica.
En este nuevo sistema liberalizado, la planificación tendrá carácter indicativo, salvo en
los que se refiere a instalaciones de transporte de energía eléctrica, al mantenerse ésta
como una actividad regulada, al igual que la distribución. El gestor de la red de
transporte y operador del sistema será “Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima”.
Según el Real Decreto 1955/2000 todos los productores tendrán derecho de acceso
a la red de transporte y éste derecho sólo podrá ser restringido si, atendiendo a
criterios de seguridad, regularidad o calidad de suministro, no hubiera capacidad
suficiente. El sistema eléctrico español se asienta sobre la base de la no existencia de
reserva de capacidad de red, no implicando la precedencia temporal en la conexión
una consecuente preferencia de acceso.
Las nuevas instalaciones que deseen conectarse a la red de transporte o aquéllas ya
existentes que deseen ampliar su potencia deberán, en primer lugar, realizar una
solicitud de acceso al operador del sistema y gestor de la red de transporte, es decir, a
Red Eléctrica. Dicha solicitud contendrá la información necesaria para que Red
Eléctrica pueda realizar los estudios pertinentes para establecer si en el punto de
conexión requerido existe suficiente capacidad de acceso a la red de transporte,
teniendo en cuenta criterios de seguridad y funcionamiento del sistema y los planes de
desarrollo de la red de transporte.
Una vez obtenido el informe favorable de Red Eléctrica, comenzará el proceso de
solicitud de conexión. Para la conexión de nuevas instalaciones los procesos de
solicitud de acceso y solicitud de conexión podrán llevarse a cabo simultáneamente,
pero la concesión previa de acceso será requisito indispensable para la obtención del
permiso de conexión.
Si Red Eléctrica denegará la solicitud de acceso por ser insuficiente la capacidad,
formulará propuestas alternativas de acceso en otro punto de conexión o, si fuera
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 40
posible, de realización de refuerzos en la red para eliminar la restricción de acceso. El
agente que motive estos refuerzos soportará los costes derivados de los mismos,
debiendo aportar, en el momento en el que se produzca la solicitud de conexión, el 20%
de los costes estimados de dichos refuerzos.
El Real Decreto 1955/2000 no establece diferencias entre el régimen ordinario y el
régimen especial en cuanto al acceso y conexión a la red. El Real Decreto 661/2007
introduce una novedad a este respecto, reconociendo como un derecho de los
productores en régimen especial la prioridad en el acceso y la conexión a la red
eléctrica frente a los generadores de régimen ordinario de acuerdo a lo establecido en
el anexo XI del mismo. Los generadores de régimen especial no gestionable a partir de
fuentes de energía renovables tendrán especial preferencia en cuanto a la prioridad en
el acceso: energía solar, eólica, geotérmica, de las olas y las mareas y la minihidráulica
fluyente.
En 2009 la Comisión Nacional de la Energía ha elaborado una propuesta para que
el régimen especial pueda disponer de reserva de capacidad de red. De esta forma se
pretende atraer nuevas inversiones, ya que esta medida aseguraría a estas instalaciones
que van a poder verter su energía a la red.
2.3 Requerimientos técnicos a la integración de las energías renovables
En 1998 se aprobaron un conjunto de procedimientos necesarios para realizar la
adecuada gestión técnica del sistema eléctrico, entre los que se encuentran:
• P.O. 1.6 Establecimiento de los planes de seguridad para la operación del
sistema.
Este procedimiento aplica, además de al operador del sistema y al propietario de la
red, a todos los generadores conectados a la misma, incluidos los de régimen especial.
Establece:
o Planes de salvaguarda: análisis de contigencias, el operador del sistema
determinará posibles acciones a priori y acciones correctivas
postcontigencia para prevenir el desencadenamiento de incidentes.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 41
o Planes de emergencia: con objeto de minimizar el alcance y la extensión de
los incidentes, una vez que se han producido éstos, se establecerán planes
de teledisparo de grupos térmicos y planes de deslastre de carga por
mínima frecuencia. Las protecciones de mínima frecuencia de los
generadores deberán estar coordinadas con el sistema de deslastre de cargas
por frecuencia, por tanto las protecciones de los generadores, incluidos los
de régimen especial, sólo podrán desacoplar de la red si la frecuencia cae
por debajo de 48 Hz, temporizado con tres segundos como mínimo. De esta
forma se modifica lo establecido en la orden de 5 de septiembre de 1985 que
obligaba a los generadores a incluir protecciones que actuaran siempre que
la frecuencia cayera por debajo de los 49 Hz.
o Planes de reposición del servicio: con objeto de devolver el sistema eléctrico
al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan provocado
cortes de mercado
• P.O. 3.2 Solución de restricciones técnicas.
Este procedimiento aplica al operador del sistema, al operador del mercado y a los
agentes del mercado. Por tanto las instalaciones de régimen especial que vendan su
energía en el mercado estarán obligadas a cumplir con dicho procedimiento.
Establece el proceso para la solución de las restricciones técnicas correspondientes a
los programas resultantes en los mercados diario e intradiario, así como las que
puedan aparecer en tiempo real.
Para solventar las restricciones técnicas, el operador del sistema acordará con el
operador del mercado la retirada de la casación de las ofertas de venta que sean
precisas y la entrada de otras ofertas presentadas en dichas sesión. En caso de existir
más de una solución técnicamente viable, el operador del sistema evaluará
económicamente las distintas soluciones y elegirá aquella que represente un menor
sobrecoste y, por tanto las instalaciones eólicas tendrán prioridad, al ofertar a coste
cero. Al valorar dicho sobrecoste se tendrá en cuenta no sólo la modificación del PBC
(Programa Básico de Casación), sino también las modificaciones de producción
introducidas para compensar los descuadres en el equilibrio generación-demanda
introducidos por la propia solución de restricciones. Todas las disminuciones de
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 42
producción respecto al PBC serán valoradas al precio marginal horario de la casación
del mercado diario, no percibiendo por tanto el productor retribución alguna.
Una vez seleccionada la solución técnicamente viable y con menor sobrecoste, el
operador del sistema publicará el Programa Viable Definitivo junto con las
restricciones que se deberán imponer al mercado intradiario para no modificar las
condiciones previstas de seguridad del sistema. Una vez asignadas las unidades en el
mercado intradiario, se realizarán las modificaciones necesarias para la solución de
nuevas restricciones, si es que las hubiera, y dichas modificaciones serán comunicadas
por el operador del sistema al operador del mercado para su incorporación en el
programa horario final.
Si aparecieran restricciones en tiempo real, las disminuciones de producción
respecto al programa horario final serán valoradas al 85% del precio del mercado
diario, percibiendo, por tanto, el productor una compensación.
Como ya se ha comentado en apartados anteriores, el marco legal regulatorio ha
venido incentivando la participación de las instalaciones de régimen especial en el
mercado, entre otras razones, para que participen en este procedimiento de solución
de restricciones técnicas, contribuyendo así a garantizar la fiabilidad y seguridad
del sistema.
En 2005 se aprobaron dos nuevos procedimientos de operación:
• P.O. 12.1 Solicitudes de acceso para la conexión de nuevas instalaciones a la red
de transporte
A pesar del incremento de potencia instalada de energías renovables, sobretodo
eólica, con respecto al año 2000, este procedimiento de operación mantiene la esencia
del Real Decreto 1955/2000 relativo a las actividades de transporte, distribución, y
comercialización, en lo que a derecho de acceso se refiere. Todos los productores, tanto
los de régimen ordinario como los de régimen especial, tendrán derecho de acceso a la
red y éste sólo podrá ser restringido por la falta de capacidad necesaria, atendiendo a
criterios de seguridad, regularidad o calidad de suministro y en base a la inexistencia
en el sistema eléctrico español de reserva de capacidad de red.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 43
Las restricciones técnicas que pudieran aparecer se resolverán según el P.O. 3.2 y su
solución se apoyará en mecanismos de mercado.
• P.O. 12.2 Instalaciones conectadas a la red de transporte : requisitos mínimos de
diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puesta en servicio
Este procedimiento aplica al operador del sistema y gestor de la red de transporte, a
las empresas transportistas y a los generadores, distribuidores y consumidores
conectados a la red de transporte. Por tanto las instalaciones de régimen especial
conectadas a la red de transporte estarán obligadas a cumplir con dicho procedimiento.
Todas las instalaciones deberán adoptar las medidas de diseño y control
adecuadas para soportar sin daño ni desconexión huecos de tensión trifásicos,
bifásicos o monofásicos asociados a cortocircuitos correctamente despejados.
Además, las instalaciones deberán soportar sin daños interrupciones breves de
suministro, parpadeo, armónicos, desequilibrios…
Todos los productores estarán obligados a participar en los servicios
complementarios de regulación primaria de acuerdo al procedimiento de operación
7.1 “Servicio complementario de regulación primaria”. Además deberán cumplir con la
normativa vigente sobre calidad de producto en la red de transporte, respetando los
límites de emisión de perturbaciones fijados en dicha normativa (parpadeo, armónicos,
desequilibrios de tensión…).
En 2006 se aprobó el P.O. 12.3:
• P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones
eólicas
Este procedimiento aplica a los nuevos parques eólicos con fecha de inscripción
definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción de régimen
especial posterior a 1 de enero de 2007.
Un hueco de tensión se define en la norma EN 50160 como “la disminución brusca
de la tensión de alimentación a un valor situado entre el 90 y el 1 por 100 de la tensión
declarada Uc, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de
tiempo”. Por convenio, un hueco de tensión dura de 10 ms a 1 minuto.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 44
El objetivo de dicho procedimiento es garantizar la continuidad de suministro de
las instalaciones eólicas frente a huecos de tensión directamente asociados a
cortocircuitos trifásicos, bifásicos y monofásicos correctamente despejados. De esta
forma se pretenden evitar incidentes como el ocurrido el 4 de noviembre de 2006, en el
cuál se desconectaron 2.800 MW eólicos. Además esta nueva obligación favorecerá la
integración de la energía eólica en el sistema, permitiendo la instalación de más
capacidad sin que esto suponga un peligro para la seguridad del mismo.
2.4 Garantías de origen
El sistema de garantías de origen pretende dar transparencia a la electricidad
generada a partir de fuentes de energía renovables y por cogeneración de alta eficiencia
y está regulado en la orden ITC 1522/2007, de 24 de mayo.
La Directiva europea obliga a que la autoridad competente en cada Estado
miembro emita garantías de origen por cada MWh cuando así lo solicite un
productor de electricidad procedente de fuentes de energía renovables. Sin embargo,
España ha ido más lejos, estableciendo no sólo un sistema de expedición sino también
de transferencia de garantías de origen.
Las garantías de origen se gestionarán mediante un sistema de anotación en cuenta.
A cada instalación se le asignará una cuenta donde aparecerán las garantías expedidas
para dichas instalación y las transferencias experimentadas por las mismas hasta su
cancelación por alguno de estos tres motivos:
Redención → Venta a un consumidor final
Revocación → si se hubiera cometido un error en la expedición de la garantía,
ésta será cancelada.
Caducidad → las garantías de origen correspondientes a energía generada en el
año n-1 se cancelarán de forma automática por caducidad el 1 de marzo del año
n+1.
Los productores podrán percibir, o no, unos ingresos extra por la venta de garantías
pero si los perciben éstos deberán destinarse a nuevas inversiones en instalaciones de
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 45
renovables que con la retribución actual no sean rentables o a proyectos de I+D cuyo
objetivo sea la mejora del medio ambiente.
Además si estos ingresos fueran muy elevados, se podrá proceder a la baja en la
siguiente revisión de las tarifas y primas.
El siguiente esquema ilustra el funcionamiento de este sistema de garantías de
origen en España:
Las garantías transferidas a las comercializadoras representan el 90% de las
garantías expedidas para 2008. En el gráfico siguiente se refleja el saldo total de
garantías por comercializadora destino.
Iberdrola es la comercializadora a la que fueron transferidas un mayor número de
garantías, el 42% del total, seguida de Acciona con un 11%. Ambas empresas disponen
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 46
de un amplio parque de renovables, que supone el 24,3% y el 4,9 %, respectivamente,
del total de la capacidad instalada de renovables en España. Esto las permite disponer,
sin coste extra alguno, de garantías de origen, que transfieren directamente a la
comercializadora procedentes de sus propias instalaciones de generación.
Como se puede observar, en algunas empresas (Iberdrola, Acciona, Centrica, Petisa
y EON) las garantías de origen transferidas a la comercializadora son mayores que la
energía vendida por esta. Sin embargo, esto no significa que los consumidores de
estas comercializadoras soporten más económicamente las energías renovables ya en
la mayoría de los casos al transferirse estas garantías del generador al comercializador
dentro de un mismo grupo y no redimirse estas garantías no hay ingresos extra para
las renovables y, por tanto, éstas siguen estando únicamente financiadas por el
sistema de primas y tarifas, es decir, por todos los consumidores.
Así se puede ver que en las comercializadoras en las que las garantías de origen
transferidas superan la energía vendida (Iberdrola, Acciona, Centrica, Petisa y EON)
únicamente Acciona y EON redimen algunas garantías, pero éstas sólo suponen el
5,2% y el 27% respectivamente. Las otras tres no redimen ninguna garantía. Además
las comercializadoras con más garantías de origen transferidas disponen de un amplio
parque de renovables y por tanto se trata simplemente de transferencia de garantías
de origen dentro de un mismo grupo empresarial de las instalaciones de renovables
(por las que perciben altas rentabilidades procedentes del sistema de tarifas y primas
español) a la comercializadora.
En lo que a consumidores se refiere, hasta ahora este sistema no se ha mostrado
muy efectivo ya que como se puede observar en el siguiente cuadro de las garantías
transferidas a las comercializadoras únicamente el 8% han sido redimidas, es decir,
vendidas al consumidor final.
2 Prospectiva del marco regulatorio español sobre energías renovables 47
En estos momentos, la importación de garantías a otros Estados miembros es
considerada de forma análoga a la expedición de las mismas, tal como establece la
orden ITC 1522/2007, y por tanto también podrán ser contabilizadas para el
cumplimiento de los objetivos de renovables.
Con respecto a la exportación, dicha orden establece que los titulares de
instalaciones de renovables podrán exportar garantías de origen, pero deberán
entonces renunciar, para cada garantía de origen exportada, a la prima o incentivo, o
en el caso de que estuviera acogida a tarifa regulada, a la diferencia entre dicha tarifa y
el precio final horario fijado en el mercado. Estas garantías de origen exportadas ya no
podrán ser redimidas en España. En 2008, sólo un 0,7% de las garantías expedidas
fueron exportadas, según datos de la Comisión Nacional de la Energía.
Sin embargo, esta normativa referente a importación y exportación de garantías
deberá ser revisada cuando se transponga la nueva Directiva europea de fomento de
energías renovables ya que ésta establece que las garantías de origen no tendrán efecto
alguno respecto del cumplimiento de los objetivos nacionales por los Estados
miembros y por tanto no podrán ser contabilizadas a efectos de dicho cumplimiento.
De forma que elimina la posibilidad de que un Estado miembro con escasos recursos
renovables importe garantías de origen para cumplir su objetivo nacional de 2020.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 50
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías
renovables en Europa
El tratamiento regulatorio a las energías renovables en los distintos países de la
Unión Europea no es idéntico. Los potenciales de energías renovables y las
combinaciones energéticas varían de un Estado miembro a otro lo que condiciona las
medidas a adoptar para cumplir con las directrices europeas.
En estos momentos, todos los países de la Unión Europea han implantado
mecanismos de apoyo que han favorecido un importante desarrollo de las energías
renovables en Europa. Pero este desarrollo ha sido desigual, ya que en algunos países
el riesgo asociado a la incertidumbre regulatoria ha supuesto un freno a la inversión.
Pero además de un marco legal estable que garantice una rentabilidad razonable a los
inversores, es necesario diseñar las condiciones adecuadas para poder integrar esta
energía en la red sin poner en peligro la seguridad del sistema.
En este capítulo se va a analizar el tratamiento regulatorio a las energías renovables
en Europa, mostrando los principales mecanismos de apoyo, a que tecnologías y en
que ámbito geográfico son aplicables y las condiciones de este tipo de energía en
términos de acceso, uso y expansión de la red. Además se van a comparar los distintos
mecanismos de apoyo en términos de eficiencia en los casos eólico y solar.
En el siguiente cuadro se muestran los aspectos más significativos de las energías
renovables en Europa que se desarrollarán con más profundidad a lo largo de este
capítulo.
Sistema de fomento de las energías renovables Tecnologías Área de aplicación Financiación Conexión a la red Uso de la red
Expansión de la red
Tarifas reguladas. Hay dos opciones: vender la energía a una tarifa regulada, única para todos los
periodos de programación, o vender dicha energía en el mercado (precio
mercado + prima)
Consumidores a través de la factura eléctrica.
Privilegios fiscales. Estado.
Alemania Tarifas reguladas.
Todas las ER. Sin embargo, atendiendo a criterios de capacidad,
localización o materiales empleados,
algunos tipos de plantas pueden ser excluidos.
Energía generada en Alemania.
Consumidores a través de la factura eléctrica.
Prioridad en la conexión.
Prioridad en el uso.
Prioridad en la expansión,
siempre y cuando dicha ampliación
sea económicamente
razonable.
Dinamarca Tarifas reguladas: primas.Todas las ER (plantas hidroeléctricas hasta
10MW)
Energía generada en Dinamarca.
La factura eléctrica incluirá un recargo. Hay diferentes niveles de recargo
dependiendo del consumo de cada cliente.
No discriminación. Prioridad el uso. No discriminación.
Sistema de cuotas/ Certificados Verdes.
Consumidores a través de las facturas de electricidad.
Privilegios fiscales. Estado.
Subvenciones a la inversión y proyectos de investigación.
Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform (BERR).
Tarifas reguladas.
Beneficios fiscales (Crédit d´impôts, reducción del VAT…)
Subvenciones a nivel regional.
Sistema de cuotas/ Certificados Verdes. Todas las ER
Consumidores a través de la factura eléctrica debido el incremento del precio del MWh en el mercado.
Tarifas reguladas para la fotovoltaica.
Solar PV hasta que se alcance un potencia
1200MW. Mecanismo alternativo
a certificados y privilegios fiscales.
Consumidores a través factura eléctrica debido el incremento del precio del MWh en el mercado y a los “costes del sistema” (apartado de
la factura eléctrica destinado a un fondo italiano de promoción de las
energías renovables).
Privilegios fiscales. Eólica y solar Estado.
Tarifas reguladas. Consumidores a través de la factura eléctrica
Privilegios fiscales. Estado
Tarifas reguladas.
Son soportados por el operador del sistema griego y el marco legal no
establece un procedimiento para pasar estos costes a los consumidores
.Subvenciones a la inversión. Previsto en los presupuestos.
Privilegios fiscales Mecanismo alternativo a las subvenciones. Estado.
Sistema de cuotas/ Certificados Verdes Todas las ER.
Los distribuidores pasarán a los consumidores el coste de la compra de certificados a través de la factura
eléctrica.Subvenciones Eólica. Agencia de Energía Nacional
Tarifas reguladas. Eólica, biomasa, biogás y mimihidráulica
Consumidores vía recargo en la factura eléctrica
Subvenciones. Todas las ER. Ministerio Finlandés
Préstamos con bajo interés. Todas las ER. Agencia de fondos para la tecnología y la innovación (TEKE)
Tarifas reguladas. Todas las ER.
Consumidores: por un lado cubriendo la diferencia entre el precio de
mercado y el precio de transferencia establecido por la ley y por otro mediante el pago de la llamada
"support fee" al operador de la red.
Subvenciones a la inversión. Energía hidráulica. Presupuestos
Sistema de cuotas/ Certificados Verdes. Consumidores.
Precios regulados mínimos. Consumidores.
Privilegios fiscales. Energía solar fotovoltaica. Estado.
Tarifas reguladas: primas. Nuevo programa SDE (Stimulation
Renewable Energy).
Consumidores a través de un apartado especial de la factura eléctrica que
pasa posteriormente a los presupuestos holandeses.
Subvenciones (Programa EOS). Presupuestos
No discriminación.España Energía generada
en España.
Todas las instalaciones de ER cuya potencia
instalada no supere los 50MW.
Prioridad en la conexión.
Prioridad en el uso.
No discriminación.
No discriminación.Francia
Grecia Todas las ER. Energía generada en Grecia.
Prioridad en la conexión.
Prioridad en el uso.
No discriminación, pero tendrán
derecho a una expansión de la red si fuera para
cumplir lo establecido en el contrato con el
TSO en cuanto a conexión y uso. .
No discriminación.
No discriminación.Reino Unido
Todas las ER. Sin embargo, atendiendo a criterios de capacidad,
localización o materiales empleados,
algunos tipos de plantas pueden ser excluidos.
Energía generada en RU. Si la electricidad importada
procediera de fuentes renovables, también podrá estar exenta del pago del
impuesto CCL.
Energía generada en Austria. No discriminación.
No discriminación.
Los consumidores están obligados a pagar una cantida extra por cada
MWh al operador de red destinada a los fondos del servicio público de
producción de electricidad francés, con los que se financian, entre otros,
las energías renovables.
Energía generada en Francia.
Todas las ER cuya capacidad instalada no supere los 12 MW, pero deberán cumplir ciertas
especificaciones.
No discriminación.
Las plantas de ER cuya capacidad no exceda los 25MW tendrán prioridad en la conexión.
No discriminación.
No discriminación.Bélgica
Todas las ER.
Italia
Energía generada en Italia.
Para satisfacer la cuota obligatoria los productores podrán
comprar certificados en otros
países con mecanismos de apoyo similares
Prioridad en el uso.
No discriminación.No discriminación.
Portugal No discriminación. No discriminación.
No discriminación.Todas las ER Energía generada
en Portugal.
Suecia Energía generada en Suecia. No discriminación.
Holanda Todas las ER. Energía generada en Holanda. No discriminación.
Austria
Energía generada en Bélgica.
Finlandia No discriminación. No discriminación.
No discriminación.
Energía generada en Finlandia.
No discriminación.
No discriminación.
No discriminación.
No discriminación.
Prioridad en el uso de la red.
No discriminación.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 52
Alemania fue uno de los primeros países en diseñar un marco legal de apoyo a las
energías renovables, basado en tarifas reguladas y unas condiciones especiales de
acceso y conexión a la red, lográndose una importante penetración de estas tecnologías
en el mix energético. Los mecanismos de apoyo español y danés, similares al alemán,
también han favorecido un espectacular desarrollo del régimen especial en estos países
en los últimos años. Los buenos resultados alcanzados han convertido a estos países en
los principales modelos de referencia en Europa. Grecia y Francia, entre otros, han
adoptado mecanismos muy similares.
Otros países han optado por establecer un sistema de cuotas obligatorias y
“certificados verdes”. Los certificados son otorgados por la Autoridad Regulatoria
Nacional a los generadores de electricidad con fuentes renovables disponiendo así
éstos de dos commodities diferentes que venden en el mercado: por un lado, la
electricidad y, por otro lado, el certificado verde como atributo de los beneficios
ambientales asociados a cada MWh.
Reino Unido, pionero en el desarrollo de un mercado eléctrico liberalizado, fue el
primero en establecer un mercado de certificados “verdes”, pero, a pesar de los
esfuerzos realizados, los resultados no han sido tan espectaculares como en Alemania,
Dinamarca o España. Italia y Suecia han optado también por este sistema de cuotas
para aprovechar sus recursos renovables y cumplir con los objetivos de la nueva
directiva europea de renovables.
En cuanto al cumplimiento de estos objetivos, los países del NordPool (Noruega,
Suecia y Finlandia) y Austria no parece que vayan a tener dificultades al disponer de
gran cantidad de recursos hidráulicos y de un marco legal adecuado.
En cambio, países como Bélgica y Holanda que, por su poca extensión geográfica,
disponen de escasos recursos, deberán llevar a cabo importantes esfuerzos, teniendo
que recurrir a la compra de certificados verdes en otros países para cumplir con sus
respectivos objetivos nacionales.
3.1 Alemania
3.1.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas regulados
Según establece la Ley de Energías Renovables (EEG), los productores tendrán
derecho a una compensación fija por la entrega de electricidad a la red basada en los
costes de inversión y operación de la planta. Dichas tarifas se están reduciendo
gradualmente para incentivar una reducción de los costes a partir del desarrollo
tecnológico. La cantidad fijada en el año de puesta en marcha de la planta seguirá
vigente durante toda su vida útil y dependerá del tipo de fuente de energía. El grado
de madurez y de penetración en el mercado también será tenido en cuenta: las
tecnologías más eficientes (por ejemplo la eólica) recibirán compensaciones que se
aproximarán más a los precios de mercado que las de aquellas instalaciones (por
ejemplo la solar) menos eficientes, que serán más caras para promover su desarrollo
tecnológico.
En general todas las instalaciones de energías renovables tendrán derecho a percibir
las tarifas reguladas que se muestran en la siguiente tabla durante un periodo de 20
años, a partir de la fecha de puesta en marcha,
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 54
Tarifa regulada (€ct/kWh)
Onshore 5,02-9,2 + 0,5 (servicios al sistema)
Offshore 3,5-13 + 2 (instalaciones anteriores a 2016)
31,94-43,01
10,5-16 + 4 (instalaciones anteriores a 2016)
+ 3 (bonus aprovechamiento del calor) + 4 (tecnología petrotérmica)
Biogás procedente de biomasa
7,79-11,67 + 1(calidad del aire)
+ 1-2 (bonus tecnológico) + 3 (bonus CHP)
+ 7-11 (bonus energía cosecha)
Landfill gas 6,16-9 + 1-2 (bonus tecnológico)
Gas producido por aguas residuales
6,16-7,11 + 1-2 (bonus tecnológico)
7,79-11,67 + 2 (bonus tecnológico)
+ 3 (bonus CHP) + 2,5-6 (bonus energía cosecha)
3,5-12,67Hidráulica
Eólica
Solar
Geotérmica
Biogás
Tecnología
Biomasa
Para las instalaciones solares y de biomasa, la tarifa varía según la capacidad de la
planta. Por tanto, para evitar la división de una única instalación en varias con el único
fin de percibir una retribución mayor, se considerarán como una única instalación a
efectos de asignar las tarifas a todas aquéllas que estén localizadas en la misma parcela
o muy próximas, que generen electricidad a partir del mismo recurso renovable y que
se hayan puesto en marcha con una diferencia de de menos de doce meses.
Los productores de electricidad a partir de fuentes de energía renovable pueden
optar por obtener garantías de origen, siempre y cuando no reciban por su energía las
compensaciones antes mencionadas.
Los costes serán soportados por los consumidores a través de la factura de
electricidad. El productor venderá su energía al operador de la red, y éste a su vez al
operador de las líneas de transporte, que la entregará finalmente a las compañías
eléctricas. Tanto las compañías eléctricas como el operador de red y de las líneas de
transporte están obligados a comprar dicha energía y a pagar la compensación fijada
para la misma
3.1.2 Tecnologías
En general, todas están sujetas al plan de fomento de energías renovables. Sin
embargo, atendiendo a criterios de capacidad, localización o materiales empleados,
algunos tipos de plantas pueden ser excluidos.
3.1.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Alemania.
3.1.4 Conexión, uso y expansión de la red
Las plantas que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía renovable
tendrán prioridad en la conexión, así como derecho a una conexión inmediata. Si la
capacidad de la red estuviera saturada por electricidad procedente de energías
renovables o mine gas, la nueva planta sólo tendrá prioridad si puede reducir
fácilmente su producción en caso de sobrecarga en la red
Las energías renovables tendrá prioridad en el uso de la red, siempre que no se
ponga en riesgo la seguridad y funcionalidad de la red y teniendo en cuenta la
capacidad (el operador de red podría denegar el uso de la misma en caso de que ésta
estuviera saturada por electricidad procedente de plantas renovables conectadas
previamente) y la gestión de la red (el operador de red podría llegar a un acuerdo con
el operador de la instalación, reduciendo éste su producción algunos días al año,
evitando así una expansión de la red).
El operador de la red estará obligado a llevar a cabo una ampliación de la red para
atender el derecho de conexión a la misma de instalaciones de energías renovables,
siempre y cuando dicha ampliación sea económicamente razonable.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 56
3.2 Dinamarca
3.2.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas
En general los operadores de instalaciones de energías renovables recibirán, además
del precio de mercado, una prima. La suma de ambos no podrá exceder un cierto
límite y por tanto la prima será variable dependiendo del precio casado en el mercado.
En la siguiente tabla se puede observar la máxima retribución que podrán percibir
los inversores que decidan poner en marcha instalaciones de energía renovable.
Máximo establecido para la suma del precio de mercado más la prima
(ore/kWh)
Onshore 33
Offshore 35,3
30
60
Eólica
Tecnología
Biomasa
Otras (aquellas conectadas entre el 22 de abril de 2004 y el 31 de diciembre de 2008
o las clasificadas de gran importancia estratégica por las autoridades danesas)
Normalmente, esta compensación tiene una duración de 10 años a partir de la fecha
de puesta en marcha de la instalación. La máxima duración es de 20 años.
Los costes serán soportados por los consumidores a través de la factura de
electricidad que incluirá un recargo, que será transferido a la compañía encargada de
supervisar el proceso y de pagar las primas a las instalaciones de energías renovables.
Hay diferentes niveles de recargo dependiendo del consumo de cada cliente.
3.2.2 Tecnologías
Energía eólica, solar, biomasa, y biogás. También se podrán acoger al sistema de
primas las plantas hidroeléctricas convencionales hasta 10MW y las plantas que
emplean la energía de las olas (éstas no tendrán límite de potencia instalada para
poder acogerse a este mecanismo de apoyo).
3.2.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Dinamarca.
3.2.4 Conexión, uso y expansión de la red
La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables no tendrá
prioridad en la conexión pero si en el uso de la red, reduciendo las instalaciones
convencionales su producción si fuera necesario. Esta prioridad sólo será denegada en
caso de que exista riesgo para la seguridad de la red.
Estas instalaciones no tendrán derecho a una expansión de la red pero siempre que
sea posible, se prestará especial atención al objetivo nacional de incrementar la
competitividad y el uso de fuentes de energía renovable.
3.3 Reino Unido
3.3.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, privilegios fiscales y subvenciones
Sistema de cuotas
Los distribuidores tienen que probar que una cierta cantidad de la energía
suministrada ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables. Este
sistema no distingue entre las distintas tecnologías, asignando una cuota global a
Inglaterra, Gales y Escocia y otra a Irlanda del Norte. Hay varios modos de satisfacer
dicha cuota: generación propia de electricidad a partir de ER, compra de electricidad
de otras plantas de ER, compra de tradeable certificates o buy out (pago por cada MWh
de ER que no se logre entregar). Si finalmente no se consigue satisfacer dicha cuota, se
pagará una multa (precio del buy out más recargo).
Los costes del sistema de cuotas serán soportados por los clientes a través de las
facturas de electricidad.
Privilegios fiscales
El impuesto CCL (Climate Change Levy) grava únicamente el consumo de
energía procedente de fuentes convencionales. Para que los consumidores de energías
renovables estén exentos de pagar dicho impuesto, deberán firmar un contrato con los
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 58
suministradores que incluya una Declaración de Fuente Renovable. A su vez, dichos
suministradores deberán alcanzar un acuerdo (New Electricity Trading Agreement)
con los productores, los cuáles deberán presentar certificados (Levy Exemption
Certificates) emitidos por la Oficina de los Mercados de Gas y Electricidad.
Los costes derivados de las exenciones fiscales estarán previstos en los presupuestos
nacionales.
Subvenciones
Están destinadas a inversiones en plantas generadores de electricidad a partir de ER
y proyectos de investigación.
3.3.2 Tecnologías
En general, todas están sujetas al plan de fomento de energías renovables. Sin
embargo, atendiendo a criterios de capacidad, localización o materiales empleados,
algunos tipos de plantas pueden ser excluidos.
3.3.3 Área de aplicación
Sólo podrá acogerse a los mecanismos de apoyo a las renovables la energía
generada en Reino Unido. Si la electricidad importada procediera de fuentes
renovables, también podrá estar exenta del pago del impuesto CCL.
3.3.4 Conexión, uso y expansión de la red
La electricidad generada a partir de fuentes de ER no tendrá prioridad en la
conexión y uso de la red. Tampoco dispondrá de prioridad en la expansión de la red.
3.4 Francia
3.4.1 Mecanismos de apoyo: Tarifas reguladas, beneficios fiscales y subvenciones.
Tarifa regulada
El operador de la red de distribución está obligado a firmar un contrato de compra
de la energía producida a partir de fuentes de energía renovable al precio
establecido en los decretos (arrêtés) de cada tecnología.
Tecnología Tarifa regulada (€ct/kWh)
Eólica 2,8-13
Solar fotovoltaica 30 + 25 (instalaciones integradas en edificios)
Geotérmica 12 + 3 (eficiencia energética)
Biogás 7,5/9 + 3 (eficiencia energética) + 2 (producción de metano)
Biomasa 4,9 + 0,5/1 (eficiencia energética)
Hidráulica: Olas, mareas, hidrocinética 15
Hidráulica: mar y fluyente 6,07 + 0,5/2,5 (plantas pequeñas) + máx. 1,68 (calidad)
Además, con el fin de cumplir los objetivos de capacidad establecidos en el Plan
Anual, los promotores podrán presentar propuestas para la construcción de
instalaciones de energías renovables y los proyectos elegidos percibirán una ayuda
económica.
Los costes derivados del sistema de tarifas serán soportados por el consumidor
final a través de los fondos del servicio público de producción de electricidad
francés. Estos fondos están destinados a cubrir los costes que suponen a los
distribuidores las tarifas reguladas a las renovables así como otros costes
adicionales del sistema: transporte a áreas remotas, tarifas reducidas para los
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 60
grupos de bajo poder adquisitivo… Para compensar estos costes adicionales del
sistema los consumidores están obligados a pagar, además del coste estándar por el
uso de la red, una cantidad por cada kWh al operador de la red, pasando esta
cantidad extra a los fondos del servicio público de producción de electricidad
francés.
Beneficios fiscales
Con objeto de fomentar el desarrollo de las energías renovables y su integración en
los edificios, se establecen diversas medidas fiscales:
- Crédit d´impôts: se beneficiaran de estos créditos del impuesto sobre la renta
los titulares que inviertan en energías renovables hasta el 31 de diciembre de
2009.
- Reducción del VAT para aquellas instalaciones nuevas ubicadas en edificios
cuya construcción se haya completado por lo menos 2 años: 5´5% en el
continente francés y en Córcega y 2,1% en el resto del territorios franceses.
- Exenciones fiscales: los titulares que instalen tecnologías renovables en
edificios nuevos podrán estar exentos de abonar el impuesto sobre bienes.
Los costes derivados de estos beneficios fiscales estarán previstos en los
presupuestos nacionales.
Subvenciones
No existen subvenciones a nivel nacional, pero este mecanismo de ayuda está muy
extendido a nivel regional.
3.4.2 Tecnologías
En general, todas las instalaciones de energías renovables cuya capacidad instalada
no supere los 12 MW tendrán derecho a firmar contratos con las distribuidoras
percibiendo por la energía vertida a la red la tarifa regulada. Otras especificaciones
que deberán cumplirse para poder acogerse a este mecanismo de apoyo son:
- Las plantas eólicas deberán instalarse en las “zonas de desarrollo eólico”
establecidas (“zones de développement éolien”).
- Se establece un cupo máximo de energía solar anual que podrá acogerse a las
tarifas reguladas: la capacidad pico instalada multiplicada por 1500 horas a
plena carga para las instalaciones para el territorio francés y multiplicada por
1800 horas a plena carga para las instalaciones de las islas. Las instalaciones
que excedan este cupo máximo percibirán una tarifa menor.
- Las centrales de bombeo no tendrán derecho a percibir las tarifas reguladas
establecidas para las instalaciones hidráulicas.
Los créditos de impuestos (Crédit d´impôts) están limitados a los titulares de
instalaciones solares, eólicas, hidráulicas y de biomasa, al igual que la reducción del
VAT.
3.4.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Francia.
3.4.4 Conexión, uso y expansión de la red
Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energías renovables
no tendrán prioridad en la conexión ni en el uso de la red.
La electricidad generada a partir de fuentes de energías renovables no tendrá
prioridad en la expansión de la red. Si para conectar una instalación fuera necesaria
una ampliación de la red, los costes serán soportados por el promotor de dicha
instalación.
3.5 Italia
3.5.1 Mecanismos de apoyo: sistema de cuotas, tarifas reguladas para la fotovoltaica y
beneficios fiscales.
Sistema de cuotas
Los productores e importadores de energía tienen que probar que una cierta
cantidad de la energía total que produzcan o importen proceda de fuentes
renovables mediante “certificados verdes”.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 62
La cuota establecida para los próximos años se muestra en la siguiente tabla:
Periodo Cuota obligatoria por cada 100 GWh producidos
2009 4,55% 2010 5,30% 2011 6,05% 2012 6,80%
A partir de 2012 se procederá a una revisión estableciéndose las siguientes cuotas
en un nuevo decreto.
Los “certificados verdes” son emitidos por el GSE (Gestor del Servicio Eléctrico) por
cada MWh producido a partir de energías renovables. Las plantas puestas en
marcha a partir del 31 de diciembre de 2007 recibirán certificados por un periodo de
15 años. Las instalaciones fotovoltaicas podrán recibir certificados siempre que no se
acojan a cualquier otro tipo mecanismo de apoyo a nivel local, nacional o europeo.
Hay varios modos de obtener “certificados verdes” para satisfacer la cuota
obligatoria de renovables: generación propia de electricidad a partir de energías
renovables, compra de certificados a otras plantas de energías renovables o compra
de certificados en el mercado.
El GSE es el encargado de supervisar y de regular el mercado de “certificados
verdes”, comprándolos si hubiera exceso o vendiéndolos en caso de escasez.
En caso de no satisfacer la cuota, los productores podrán sufrir penalizaciones y el
GSE remitirá los nombres de dichos productores al Ministerio de Economía y al de
Medio Ambiente que podrá imponer medidas.
Debido a la compra de certificados necesaria para cumplir la cuota obligatoria,
aumentarán los costes de los productores e importadores y, estos costes se verán
reflejados en los precios del mercado eléctrico y por tanto en la factura eléctrica de
los consumidores, que serán quienes finalmente soporten el coste de este
mecanismo de apoyo a las renovables.
Tarifas reguladas
o CIP 6
Este sistema de apoyo, por el cual el GSE (Gestor del Servicio Eléctrico)
estaba obligado a pagar a las instalaciones de energías renovables una
tarifa regulada, ha sido sustituido por el sistema de cuotas, por lo que
las nuevas instalaciones no podrán acogerse al mismo.
Sólo las instalaciones construidas cuando dicho mecanismo estaba
vigente podrán percibir las tarifas reguladas.
o Tarifa regulada para las instalaciones fotovoltaicas
Sólo podrán acogerse a este mecanismo de apoyo las instalaciones
solares fotovoltaicas conectadas a la red puestas en marcha (o ampliadas
o renovadas pero en este caso sólo se percibirá la tarifa regulada por la
energía relativa a dicha ampliación o renovación) a partir del 20 de
Abril de 2007.
La tarifa establecida varía entre los 36 y los 49 c€/kWh, dependiendo del
tipo y la capacidad, que podrán percibir por un periodo de 20 años a
partir de la puesta en marcha de la instalación.
Las instalaciones integradas en edificios tendrán derecho a un bonus
que será como máximo el 20% de la tarifa, siempre y cuando se
comprometan a implementar medidas adicionales de ahorro de energía
en el edificio.
La remuneración percibida va a ir disminuyendo gradualmente:
• Las instalaciones puestas en marcha entre el 20 de abril de
2007 y el 31 de diciembre de 2008 recibirán el total de la tarifa.
• Las instalaciones puestas en marcha en 2009 y 2010 recibirán
entre un 96 y un 98% del total de la tarifa.
• En 2010 se procederá a una revisión de las tarifas
elaborándose un nuevo real decreto.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 64
No se les asignarán “certificados verdes” a las plantas fotovoltaicas
que se acojan a esta tarifa y tampoco podrán disponer de beneficios
fiscales.
El coste de estas tarifas lo soportan los consumidores por un lado debido
el incremento del precio del MWh en el mercado y por otro por lo que se
conoce con el nombre de “costes del sistema”, un apartado de la factura
eléctrica de todos los consumidores que está destinado a un fondo
italiano de promoción de las energías renovables.
Beneficios fiscales
Las instalaciones eólicas y la solares, éstas últimas siempre que no se acojan a otro
mecanismo de apoyo, se beneficiarán de una reducción del IVA (el 10% en vez del
20%).
3.5.2 Tecnologías
En general, todas las instalaciones de energías renovables recibirán certificados
verdes por cada MWh producido que podrán vender posteriormente en el mercado o
directamente a otra planta de generación convencional.
Las tarifas reguladas están limitadas a la energía solar fotovoltaica hasta un máximo
de capacidad instalada de 1200 MW (En 2008 la capacidad instalada fotovoltaica
alcanzó los 300 MW).
Tienen derecho a beneficiarse de una reducción del IVA las instalaciones eólicas y
solares. Sin embargo para la energía solar fotovoltaica este mecanismo de apoyo no
puede combinarse con ningún otro y por tanto resulta más interesante
económicamente no disponer de este privilegio fiscal y acogerse a la tarifa regulada.
3.5.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Italia tendrá derecho a recibir “certificados
verdes” emitidos por el GSE y a acogerse a las tarifas reguladas y los beneficios
fiscales.
Los productores e importadores, para cumplir con su proporción obligatoria de
renovables establecida en el sistema de cuotas, podrán comprar electricidad “verde”
generada en otros países que dispongan de instrumentos de apoyo similares.
3.5.4 Conexión, uso y expansión de la red
La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables no tendrá
prioridad en la conexión. Los costes serán soportados por el promotor de la
instalación, pero éste contará con ventajas económicas al pagar al gestor de la red una
cuota un 50% menor a la que están obligadas las energías convencionales.
Las instalaciones de régimen especial tendrán prioridad en el uso de la red frente a
las energías convencionales. Aquellas instalaciones que empleen recursos no
gestionables tendrán máxima prioridad seguidas de las de cogeneración. Esta
prioridad sólo será denegada en caso de que exista riesgo para la seguridad de la red.
Estas instalaciones no tendrán prioridad en la expansión de la red. Los costes de la
expansión serán soportados por el promotor de la instalación, pero éste tendrá derecho
a la devolución de parte de los costes por parte del gestor de red atendiendo a los
siguientes criterios (para líneas hasta un máximo de un km):
• Alta tensión cable subterráneo: 100.000 €/km.
• Alta tensión línea aérea: 40.000 €/km.
• Media tensión cable subterráneo: 40.000 €/km.
• Media tensión línea aérea: 10.000 €/km.
3.6 Portugal
3.6.1 Mecanismos de apoyo: tarifa regulada y privilegios fiscales
Tarifa regulada
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 66
El gestor de la red portuguesa Rede Eléctrica Nacional (REN) está obligado a firmar
un contrato de compra de la energía producida a partir de fuentes de energía
renovable al precio regulado establecido para cada tecnología.
En el siguiente cuadro se pueden observas las tarifas reguladas para las distintas
tecnologías así como el periodo a partir de la fecha de puesta en marcha de la
instalación dentro del cual las instalaciones tendrán derecho a percibir dichas
tarifas.
Tecnología Tarifa regulada (€ct/kWh) Periodo (años)
Eólica 4,6 12
Solar fotovoltaica 35-55 15
Solar termoeléctrica 29,3 15
Geotérmica Calculada a partir de una fórmula 15
Biogas Calculada a partir de una fórmula 15
Biomasa 7,5-8,2 25
20 (o los primeros 52 GWh
producidos)
15 para la energía de la olas
Hidráulica Máx 4,5-8,2
Además, hay tarifas especiales que se calculan a partir de una tarifa de referencia
(65c€/kWh) para aquellas plantas de pequeño tamaño cuya capacidad no exceda los
3.68 kW que estén combinadas con sistemas solares térmicos.
Las tarifas para las instalaciones hidráulicas de más de 30 MW las fija directamente
el Ministerio de Energía portugués.
Los costes de este mecanismo de apoyo serán soportados por los consumidores a
través de la factura de electricidad. El gestor de la red REN está obligado a comprar
dicha energía a la tarifa regulada, pasando estos costes a los consumidores a través
de la factura eléctrica.
Privilegios fiscales
Se beneficiarán de una reducción del 9 al 21 % del IVA en la compra de productos y
equipos de instalaciones de energía renovables, las personas que decidan invertir
en este tipo de bienes.
3.6.2 Tecnologías
En general, todas pueden acogerse a los mecanismos de apoyo a las energías
renovables.
3.6.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Portugal tendrá derecho a acogerse a los
mecanismos de apoyo a las renovables.
3.6.4 Conexión, uso y expansión de la red
Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energía renovables
no tendrán prioridad en la conexión ni en el uso de la red.
Tampoco tendrán prioridad en la expansión de la red. Si para conectar una
instalación fuera necesaria una ampliación de la red, los costes serán soportados por el
promotor de dicha instalación.
3.7 Grecia
3.7.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y beneficios fiscales.
Tarifas reguladas
El gestor de la red y operador del sistema, Hellenic Transmission System Operator,
o en su defecto los operadores del sistema en las islas, están obligados a firmar
contratos con las instalaciones de régimen especial por los cuales éstas percibirán
una tarifa regulada por cada MWh entregado a la red.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 68
Las instalaciones de energías renovables tendrán derecho a percibir las tarifas
reguladas que se muestran en la siguiente tabla durante un periodo de 10 años, a
partir de la fecha de puesta en marcha, con posibilidad de extender dicho periodo
10 años más.
Tecnología Tarifa regulada (€ct/kWh)
Eólica 7,3-9
Solar 40,28-50,28 (fotovoltaica) 25-27(resto solar)
Geotérmica 7,3-8,46
Biogás 7,3-8,46
Biomasa 7,3-8,46)
Hidráulica 7,3-8,46
Estas tarifas son ajustadas anualmente por el Ministerio y el regulador griego de
acuerdo con la variación del coste de la generación eléctrica (en base a los datos
proporcionados por Public Power Corporation SA, incumbent griego que dispone
de una cuota de mercado de más del 85% o en su defecto en base al 80% del precio
especificado en el índice de precios del consumo publicado anualmente por el
Banco de Grecia).
A diferencia de lo que ocurre en otros países, en Grecia los costes derivados de las
tarifas reguladas son soportados por el gestor de la red y operador del sistema,
Hellenic Transmission System Operator, y el marco legal no establece un
procedimiento para pasar estos costes a los consumidores.
Las instalaciones de régimen especial tendrán un recargo, que abonarán al
operador del sistema, del 3% sobre sus ganancias netas. Pero esta cantidad pasará
del operador del sistema a las instituciones locales del área donde esta ubicada la
instalación para ser destinada a programas de desarrollo en dicho área. Por tanto
los costes de las tarifas serán financiados exclusivamente por el operador del
sistema.
Subvenciones
Las instalaciones de energías renovables que se construyan en Grecia recibirán una
subvención, que será un porcentaje de la inversión realizada, y que dependerá de
la zona en la que esté ubicada, incentivándose la inversión en aquellas regiones
más débiles estructuralmente.
En la siguiente figura se muestran las distintas zonas.
Beneficios fiscales
Zona A Zona B Zona C
20% 30% 40%
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 70
Sólo se podrán acoger a estos beneficios fiscales aquellas instalaciones que no
reciban subvenciones, y viceversa, al tratarse de mecanismos de apoyo alternativos.
Las instalaciones que se acojan a este mecanismo estarán exentas del pago del
impuesto sobre la renta correspondiente a aquellos beneficios relacionados con la
inversión realizada. Los beneficios sobre los que se podrá deducir el impuesto de la
renta estarán limitados a un porcentaje de la inversión realizada que dependerá de
la zona donde se ubique la instalación, incentivándose la inversión en aquellas
regiones más débiles estructuralmente.
3.7.2 Tecnologías
En general, todas las instalaciones que produzcan energía a partir de fuentes
renovables pueden acogerse a los mecanismos de apoyo.
3.7.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Grecia (en la península o en las islas).
3.7.4 Conexión, expansión y uso de la red
Las plantas que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía renovable
tendrán prioridad en la conexión y en el uso de la red. El gestor de la red, Hellenic
Transmission System Operator, está obligado a firmar un contrato con las instalaciones
de energías renovables, concediendo prioridad a éstas tecnologías frente a las
convencionales.
Las instalaciones de régimen especial soportaran los costes de conexión pero no
pagarán peajes por el uso de la red de transporte y distribución ni por las pérdidas.
Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energía renovable
no tendrán prioridad en la expansión de la red pero ésta deberá llevarse a cabo si
fuera necesaria para poder cumplir lo establecido en el contrato y hacer efectiva la
conexión de una instalación.
Zona A Zona B Zona C
60% 100% 100%
3.8 Suecia
3.8.1 Mecanismos de apoyo: Sistema de cuotas, bonus medioambiental y subvenciones
Sistema de cuotas
El sistema de cuotas entró en vigor el 1 de julio de 2003. El objetivo es lograr
incrementar la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía
renovable en 17 TWh en 2016 con respecto a los niveles de 2002.
Los distribuidores tienen que probar que una cierta cantidad de la energía
suministrada ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables. Para
satisfacer dicha cuota están obligados a comprar una cierta cantidad de certificados
de electricidad que dependerá de la energía total que suministren a los
consumidores. Los grandes consumidores también deberán probar, mediante
dichos certificados, que una cantidad que dependerá de su consumo eléctrico ha
sido producida a partir de fuentes renovables.
La cuota establecida variará anualmente según el cuadro siguiente:
Periodo Cuota obligatoria por MWh entregado o consumido
2009 0,17 2010 - 2012 0,179
2013 0,089 2014 0,094 2015 0,097
2016 - 2018 0,111 2019 - 2020 0,112
2021 0,113 2022 0,106 2023 0,094 2024 0,09 2025 0,083 2026 0,075 2027 0,067 2028 0,059 2029 0,05 2030 0,042
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 72
Si no se consigue satisfacer dicha cuota, se deberá pagará el 150% del precio
medio de los certificados de electricidad durante ese periodo.
Podrán emitir certificados de electricidad por cada MWh producido aquellas
instalaciones conectadas a la red que empleen recursos eólicos, solares, turba,
ciertos biofuels o energía geotérmica o de las olas y que dispongan de equipos de
medida horaria. De esta forma los productores de energías renovables obtendrán,
además de los ingresos por la venta de energía en el NordPool, un beneficio extra
que les permitirá competir con las energías convencionales.
El precio del los certificados es negociado en cada transacción entre el comprador
y el vendedor.
Los distribuidores pasarán a los consumidores el coste de la compra de certificados
a través de la factura eléctrica, de forma que serán finalmente los consumidores
los que soporten el coste del sistema de cuotas.
Bonus medioambiental
Las instalaciones de energías renovables se beneficiarán de una reducción del
impuesto energético. Este mecanismo de apoyo va a ir desapareciendo
gradualmente a lo largo de 2009.
Subvenciones
Las subvenciones consisten en ayudas a proyectos pilotos de energía eólica con
objeto de favorecer la investigación y el desarrollo de esta tecnología. Estas
subvenciones se destinarán, entre otros, a estudios medioambientales, a sufragar
los costes derivados de la prueba de instalaciones previa a su entrada en el
mercado así como a mejoras tecnológicas.
Se podrán a coger a estas subvenciones proyectos eólicos offshore así como
aquellos proyectos onshore que estén como mínimo a 71 metros de altitud y
expuestos a un viento de 6,5 m/s o mayor.
También habrá subvenciones para los ayuntamientos que pretendan llevar a cabo
proyectos eólicos, de forma que estos puedan diseñar una planificación óptima
atendiendo a los recursos disponibles en la zona y a la tecnología existente.
Estas subvenciones provienen del Estado sueco que las distribuirá a través de la
Agencia de Energía Nacional.
3.8.2 Tecnologías
En general, todas las instalaciones que produzcan energía a partir de fuentes
renovables pueden acogerse a los mecanismos de apoyo.
Las subvenciones y privilegios fiscales (bonus medioambiental) están limitados a
la energía eólica.
3.8.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Suecia.
3.8.4 Conexión, expansión y uso de la red
Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energías renovables
no tendrán prioridad en la conexión ni en el uso de la red.
La electricidad generada a partir de fuentes de energías renovables no tendrá
prioridad en la expansión de la red. Si para conectar una instalación fuera necesaria
una ampliación de la red, que no beneficiara a más plantas, sino únicamente a dicha
instalación, los costes serán soportados por el promotor de dicha instalación.
3.9 Finlandia
3.9.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas, subvenciones y préstamos con bajo interés.
Tarifas reguladas
Las instalaciones eólicas, de biomasa, biogás y la minihidráulica tienen derecho al
reembolso del impuesto eléctrico en forma de una prima regulada por kWh. El
responsable de garantizar estas primas es el Estado y, en concreto, la autoridad
fiscal correspondiente, ya que estas ayudas se financian a partir de los impuestos
de consumo eléctrico.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 74
Tecnología Prima regulada (€ct/kWh)
Eólica 0,69
Biomasa (residuos forestales) 0,69
Biomasa (excepto turba y residuos forestales) 0,42
Biogás 0,42
Minihidráulica 0,42
Las instalaciones que viertan a la red electricidad generada a partir de turba
tendrán derecho a percibir una tarifa regulada por MWh fijada por ley
mensualmente de acuerdo con los costes de producción y el precio del mercado
eléctrico. Este coste adicional será soportado por los consumidores vía recargo en la
factura eléctrica que pasará del gestor de la red al operador de la instalación.
Subvenciones
La cuantía de las subvenciones depende de cada caso particular en función de la
rentabilidad y el impacto de la inversión.
Estas subvenciones son canalizadas a través de Ministerio de Industria y en los
últimos años alcanzan en total los 30 millones de euros anuales.
Sin embargo este sistema no ha conseguido estimular lo suficiente la inversión,
debido al nivel relativamente bajo de las subvenciones y a la incertidumbre a largo
plazo.
Préstamos con bajo interés
La agencia finlandesa de fondos para la tecnología y la innovación (TEKE)
garantiza préstamos con bajo interés (entre un 1 y un 3%) para promover proyectos
de investigación en diversos campos, entre ellos las energías renovables.
3.9.2 Tecnologías
Únicamente las instalaciones eólicas, de biomasa, biogás y la minihidráulica
tendrán derecho a percibir primas reguladas.
En general, todas las energías renovables podrán percibir subvenciones y acogerse a
los préstamos con bajo interés.
3.9.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Finlandia.
3.9.4 Conexión, expansión y uso de la red
La electricidad generada a partir de fuentes de energías renovables no tendrá
prioridad en la conexión ni en el uso de la red.
Las instalaciones que generen electricidad a partir de fuentes de energías renovables
no tendrán prioridad en la expansión de la red. Los costes de dicha expansión están
incluidos en la tarifa de conexión a la red que el operador de la instalación tiene que
pagar al gestor de la red finlandesa (FINGRID).
3.10 Austria
3.10.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados y subvenciones
Precios regulados
The clearing and Settlement Agency es la responsable de la compra de la
electricidad procedente de energías renovables para su posterior venta a los traders,
los cuáles están obligados a comprar las cantidades que les asigne dicha agencia a un
precio (transfer price) determinado por la ley y que supera el precio de la energía en
el mercado. El criterio para determinar dichas compensaciones es el coste medio de
producción de las plantas más eficientes y que emplean las últimas tecnologías, por lo
que estas cantidades se están reduciendo gradualmente.
Los costes serán soportado por los clientes: por un lado cubriendo la diferencia
entre el precio de mercado y el precio de transferencia establecido por la ley y por otro
mediante el pago de la llamada "support fee" al operador de la red.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 76
Subvenciones
Están destinadas a la promoción de centrales hidráulicas de tamaño medio (entre
10 y 20 MW), cuya construcción se inicie entre el 1 de junio de 2006 y el 31 de diciembre
de 2013 y su puesta en marcha tenga lugar antes del 31 de diciembre de 2014. El
derecho a estas ayudas se establecerá por medio de un contrato con el Ministerio
Federal de Economía y Trabajo.
3.10.2 Tecnologías
En general, todas tienen derecho a recibir compensaciones. Las subvenciones están
limitadas únicamente al fomento de la energía hidráulica.
3.10.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Austria.
3.10.4 Conexión, uso y expansión de la red
La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables no tendrá
prioridad en la conexión pero si en el uso de la red. Si la capacidad de la red fuera
insuficiente para satisfacer la demanda, tendrá preferencia la electricidad generada a
partir de fuentes de ER.
Las instalaciones que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía
renovables no tendrán prioridad en la expansión de la red.
3.11 Bélgica
3.11.1 Mecanismos de apoyo: Precios regulados, sistema de cuotas y beneficios fiscales
Precios regulados
El operador de la red está obligado a comprar certificados verdes a un precio
mínimo garantizado (basado en la rentabilidad de la planta), para posteriormente
venderlos en el mercado. Dichos certificados serán emitidos por MWh de electricidad
(excluyendo el propio consumo de la planta).
Los costes procedentes de precios regulados serán soportados por los
consumidores.
Sistema de cuotas
Los suministradores tienen que probar que una cierta cantidad de la energía
suministrada ha sido generada a partir de fuentes de energía renovables. Este
sistema no distingue entre las distintas tecnologías, asignando una cuota global a cada
región (Flandes, Valonia y Bruselas capital). Para cumplir con dicha cuota, los
suministradores podrán presentar certificados verdes propios o comprarlos en el
mercado de certificados. Si no se satisface dicha cuota, se deberá pagar una multa,
cuyo coste siempre excede el precio del certificado.
Los costes procedentes del sistema de cuotas serán soportados por los
consumidores.
Beneficios fiscales
El propietario de una planta fotovoltaica puede deducir parte del coste de inversión
a través del impuesto sobre la renta, reduciendo su carga de impuestos.
3.11.2 Tecnologías
En general, todas pueden acogerse a los mecanismos de apoyo a las energías
renovables.
3.11.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Bélgica.
3.11.4 Conexión, uso y expansión de la red
Se otorgará prioridad en la conexión a aquellas plantas que produzcan electricidad
a partir de fuentes de energía renovable cuya capacidad no exceda los 25MW, siempre
y cuando esto no suponga una amenaza para la seguridad de la red.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 78
La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable no tendrá
prioridad en el uso de la red. En lo relativo a los contratos se seguirá un criterio de no
discriminación.
La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable no tendrá
prioridad en la expansión de la red.
3.12 Holanda
3.12.1 Mecanismos de apoyo: tarifas reguladas (primas), beneficios fiscales y subvenciones
Tarifas reguladas (primas)
El 1 de Julio de 2003 se puso en marcha un programa de apoyo a las energías
renovables conocido como MEP (Environmental Quality of Power Generation).
Según este programa, los operadores de instalaciones de energías renovables
percibirán, además del precio de mercado, una prima durante 10 años. Estas tarifas
se van ajustando anualmente. Para percibirlas los titulares de la instalación deberán
justificar su producción a partir de energías renovables mediante “certificados
verdes” que tendrán un valor igual al de la prima establecida.
Por razones presupuestarias, debido al importante aumento sobretodo de
instalaciones eólicas off-shore, la mayoría de las primas se fijaron a cero en 2006,
como puede observarse en el siguiente cuadro.
Esto esquema regulatorio creó incertidumbre, poniendo en peligro nuevas
inversiones. Con el objetivo de evitar esto, el 1 de abril de 2008 entró en vigor un
nuevo programa SDE (Stimulation Renewable Energy) que fija las primas en
función de los costes de producción de las diferentes tecnologías renovables
(calculados con un método fijo) menos los ingresos que las instalaciones puedan
tener. Por tanto la tarifa variará anualmente dependiendo de dichos ingresos.
El presupuesto total previsto para este nuevo programa para los próximos 12 años
es de 1328 millones de euros. Es menor que el que se destinaba al MEP
(Environmental Quality of Power Generation) y se reparte entre las distintas
tecnologías según el siguiente cuadro.
Presupuesto SDE (Stimulation Renewable Energy) MEuros
Eólica; 796
Solar PV; 46
Incineración de residuos η>22%;
187
Biogás; 26
Biomasa; 289
Fuente SenterNovem
Los costes serán soportados por los consumidores a través de un apartado especial
la factura de electricidad que pasa posteriormente a los presupuestos holandeses.
El sistema de certificados ha sido sustituido por un sistema de garantías de origen
que serán requisito indispensable para que los productores de energías renovables
puedan percibir las primas reguladas.
Además estas garantías de origen permitirán demostrar a los clientes que la energía
que consumen es “energía verde” y así verse beneficiarse de una reducción en el
impuesto de protección del medio ambiente. Con este propósito los
suministradores podrán importar garantías de origen o certificados verdes de otros
países para que la energía consumida por sus clientes sea “energía verde”.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 80
Beneficios fiscales
Hasta el 1 de enero de 2005 las instalaciones de energías renovables estaban exentas
de pagar el impuesto energético. Para compensar la pérdida de este privilegio
fiscal, en 2005 se incrementaron las primas reguladas como se ha visto en la tabla
anterior.
Subvenciones (Programa EOS)
Estas subvenciones están destinadas a promover proyectos de investigación y
desarrollo de las energías renovables, así como proyectos relacionados con un uso
eficiente de la energía y una mayor participación de las renovables en el mercado.
En general la cuantía de estas subvenciones alcanza el 40% de la inversión.
Estas subvenciones las concede el Estado holandés que en 2006 destinó 59,7 M€ a
este programa de apoyo a las renovables.
3.12.2 Tecnologías
En general, todas pueden acogerse a los mecanismos de apoyo a las energías
renovables.
3.12.3 Área de aplicación
Únicamente la energía generada en Holanda tendrá derecho a percibir las primas
reguladas.
3.12.4 Conexión, uso y expansión de la red
La electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables no tendrá
prioridad en la conexión ni en el uso de la red frente a las energías convencionales. En
lo relativo a los contratos se seguirá un criterio de no discriminación.
Las instalaciones que produzcan electricidad a partir de fuentes de energía
renovables no tendrán prioridad en la expansión de la red.
3.13 Análisis de la eficiencia de los distintos sistemas de apoyo en los Estados
miembros
Los distintos mecanismos de apoyo que han adoptado los Estados miembros con el
fin de cumplir las directrices europeas han provocado un incremento significativo de la
electricidad generada a partir de fuentes renovables en la última década.
Pero el desarrollo de las energías renovables en Europa no está siendo uniforme y
estas diferencias están relacionadas con los sistemas de apoyo adoptados así como con
los recursos renovables de los que dispone cada país.
Por ello, tomando como referencia un documento de la Comisión Europea, se van a
analizar los niveles de eficiencia en cada Estado miembro comparando la retribución
de los sistemas de apoyo con los costes de generación. Cuánto más próxima esté la
retribución de los costes más eficiente será el sistema.
Como la duración de los mecanismos de apoyo varía según el país (por ejemplo, la
duración de los certificados verdes en Italia es únicamente de 8 años mientras que en
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 82
Alemania los productores tienen derecho a percibir una tarifa regulada durante 20
años), se han normalizado a 15 años, asumiendo un tipo de interés del 6,6%.
3.13.1 Energía eólica onshore
En el gráfico podemos observar que los costes varían según el Estado miembro y
dentro de los propios estados dependiendo del recurso eólico disponible y del tamaño
de la instalación. Sin embargo mientras esta diferencia de costes no es muy
significativa, la retribución si varía sustancialmente entre los distintos Estados
miembros. Por ejemplo una instalación eólica ubicada en Bélgica percibirá hasta 100
€/MWh más que una en Finlandia cuando el nivel de costes es similar.
Bélgica, al igual que Reino Unido, Polonia, Rumania y Suecia, disponen de un
sistema de cuotas con certificados verdes que, como puede observarse en el gráfico, es
claramente ineficiente. Exceptuando Suecia, en estos países la retribución obtenida por
los productores, sobretodo en el caso inglés y belga, es muy superior a los costes.
Aunque este sistema debería ser teóricamente eficiente al ajustarse en un mercado de
certificados el precio del MWh en la práctica requiere la intervención del regulador lo
que le resta eficiencia.
Entre los países que han adoptado un sistema de tarifas reguladas hay algunos con
unos niveles de retribución muy similares a los costes como Dinamarca, Alemania o
Austria, mientras que en otros países como España o Portugal los productores estarían
percibiendo una retribución superior a sus costes. Sin embargo en estos últimos casos
esta diferencia entre retribución y costes en mucho menor que en el Reino Unido o
Bélgica.
Destacar también que hay al menos cinco países, entre ellos Holanda o Bulgaria, en
los que la retribución no es suficiente para cubrir los costes. Estos cinco países
disponen de un sistema de tarifa regulada.
3.13.2 Energía solar fotovoltaica
En el gráfico se puede observar que los costes presentan una variabilidad
significativa según el país, debido a la disponibilidad del recurso solar, y dentro de
cada Estado según el desarrollo de la tecnología fotovoltaica y el tamaño de la
instalación. A pesar de que en los últimos años los costes de generación han
descendido entre un 10% y un 20%, la retribución sigue siendo muy inferior a dichos
costes en la mayoría de los países europeos.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 84
Únicamente España, Italia, Francia, Portugal y la República Checa disponen de unos
niveles de retribución suficientes para cubrir los costes. En todos ellos el sistema de
apoyo a la fotovoltaica se basa en tarifas reguladas (en Italia hay un sistema de
“certificados verdes” pero las instalaciones fotovoltaicas pueden optar por tarifas
reguladas). Los países que cuentan con un sistema de cuotas no están logrando
desarrollar esta tecnología debido, entre otras razones, a que este sistema promueve
únicamente las tecnologías más competitivas, como la eólica, frente a otras que resultan
más caras al no haber alcanzado la madurez tecnológica.
3 Comparativa del tratamiento regulatorio a las energías renovables en Europa 86
Capítulo 4Evolución de la capacidad
instalada y la energía generada a
partir de fuentes renovables en
España y Europa
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a
partir de fuentes renovables en España y Europa
La seguridad jurídica, los mecanismos de apoyo y el potencial de renovables han
condicionado la evolución de las renovables en Europa. Anteriormente se examinaron
los mecanismos de apoyo y la seguridad jurídica y en este capítulo se van a analizar
como estos factores, y en menor medida el potencial de renovables, han condicionado
la evolución de estas tecnologías en los distintos estados miembros.
Alemania, Dinamarca y España se han convertido en modelos de referencia ya que
los sistemas de apoyo por los que se ha optado en estos países han demostrado ser
eficaces lográndose un incremento significativo de estas tecnologías en el mix
energético.
4.1 Las energías renovables en la Unión Europea
El desarrollo sostenible y la disminución de la dependencia energética exterior han
sido los elementos centrales de las políticas energéticas europeas en los últimos años.
La Unión Europea tiene una elevada dependencia energética debido a la escasez de
recursos fósiles autóctonos, siendo sus principales proveedores Rusia y Noruega. Con
respecto al petróleo, las importaciones a Rusia y Noruega constituyen el 30% y el 16%
del total, respectivamente. Rusia también es el principal suministrador de gas ya que
un 40% de las importaciones provienen de este país, seguido de Noruega con un 23%.
La siguiente tabla muestra la dependencia energética de los distintos Estados
miembros de la Unión Europea, así como la media.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 88
Estado miembro Consumo bruto de
energía (Mtoe)
Importaciones netas ( importaciones
menos exportaciones)
Dependencia energética
(importaciones entre consumo bruto)
Chipre 2,6 3 100,0% Malta 0,9 0,9 100,0%
Luxemburgo 4,7 4,7 98,9% Irlanda 15,5 14,2 90,9% Italia 186,1 164,6 86,8%
Portugal 25,3 21,6 83,1% España 143,9 123,8 81,4% Bélgica 60,4 53,5 77,9% Austria 34,1 24,9 72,9% Grecia 31,5 24,9 71,9% Letonia 4,6 3,2 65,7% Lituania 8,4 5,5 64,0%
Eslovaquia 18,8 12 64,0% Hungría 27,8 17,3 62,5%
Alemania 349 215,5 61,3% Finlandia 37,8 20,9 54,6%
UE 27 1825,2 1010,1 53,8% Eslovenia 7,3 3,8 52,1%
Francia 273,1 141,7 51,4% Bulgaria 20,5 9,5 46,2% Holanda 80,5 37,2 38,0%
Suecia 50,8 19,8 37,4% Estonia 5,4 1,9 33,5%
Rumania 40,9 11,9 29,1% República Checa 46,2 12,9 28,0%
Reino Unido 229,5 49,3 21,3% Polonia 98,3 19,6 19,9%
Dinamarca 20,9 -8,1 -36,8%
En la tabla se puede observar que la dependencia energética media en la Unión
Europea alcanza el 53,8 %, siendo Dinamarca el único país exportador.
En España la dependencia energética del exterior es muy elevada llegando al 81,4 %.
Esto lo convierte en el séptimo país de la UE con una mayor dependencia y el cuarto,
sin tener en cuenta a Chipre, Malta y Luxemburgo.
Uno de los instrumentos propuestos por la Unión Europea para reducir esta
dependencia son las energías renovables, que además contribuyen a lograr un
desarrollo sostenible y alcanzar los compromisos de Kyoto, con respecto a la reducción
de las emisiones de efecto invernadero.
La nueva Directiva europea obliga a que en 2020 un 20% del consumo final de
energía en la UE proceda de fuentes de energía renovables. La situación actual se
muestra en el siguiente gráfico.
Por tanto Europa todavía se encuentra lejos de cumplir los objetivos y los Estados
miembros deberán hacer importantes esfuerzos para cumplir sus objetivos nacionales y
lograr alcanzar el objetivo global del 20%. En cuanto a la producción eléctrica, este
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 90
objetivo del 20% supone que aproximadamente un 35% de la electricidad se genere a
partir de fuentes de energía renovables. Para ello se han implantado mecanismos de
apoyo a las energías renovables, ya que, al resultar estas tecnologías más caras y no
estar todavía los costes de las tecnologías convencionales totalmente internalizados, es
necesario establecer un marco legal estable que asegure una rentabilidad razonable a
los inversores. Estas medidas han tenido resultados importantes, favoreciendo el
desarrollo de las energías renovables y, especialmente, de la eólica.
4.1.1 Capacidad instalada
El desarrollo de las energías renovables ha estado liderado por unos pocos países y
el rango de tecnologías también ha sido limitado, siendo la energía eólica la que ha
experimentado un crecimiento superior.
La apuesta europea por los ciclos combinados y la energía eólica ha hecho que estas
dos tecnologías hayan experimentado en los últimos años un crecimiento neto mucho
mayor que el resto de energías. Sin embargo, la participación de la energía eólica en el
mix energético es, todavía, únicamente del 7%, manteniéndose los combustibles fósiles
como tecnologías dominantes.
En los que respecta al cumplimiento de los objetivos establecidos para las distintas
tecnologías, únicamente la energía eólica se ha acercado a las previsiones, ya que a
excepción de la biomasa, las otras tecnologías apenas se han desarrollado y los
objetivos que se establecieron para la biomasa eran muy ambiciosos y no se han
cumplido las expectativas.
Esto ha motivado nuevas medidas para dar un nuevo impulso a las energías
renovables, especialmente a la biomasa y a la energía solar. Estas medidas han
favorecido un fuerte crecimiento de la energía solar fotovoltaica en 2008, sobretodo en
España donde se estima que se han instalado más de 2900 MW, que constituye casi un
70% del total instalado en la UE en 2008. A pesar de que también se han implantado
nuevas medidas para fomentar la biomasa, el desarrollo de esta tecnología continúa
siendo limitado y su crecimiento continúa estando por debajo de lo esperado.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 92
Con estos 4200 nuevos MW de potencia fotovoltaica, la capacidad instalada de esta
tecnología en la Unión europea en 2008 ha alcanzado los 9533 MW. Más de un 90% de
esta potencia está ubicada en Alemania y España como puede verse en el siguiente
gráfico.
Capacidad instalada fotovoltaica UE 2008
IT3%
ES36%
DE56%
BEBGCZDKDEEEIEGRESFRITCYLVLTLUHUNLATPLPTROSISKFISEGB
Alemania es el país donde la energía solar fotovoltaica ha experimentado un mayor
desarrollo, seguido de España, donde se ha producido un espectacular crecimiento en
2008, debido al régimen retributivo que establecía el RD 661/2007 para esta tecnología.
Se podría pensar que estos dos países son los que disponen de mayor cantidad de
recurso solar y, por ello, son los que han alcanzado un mayor desarrollo. Sin embargo,
el mapa de potencial fotovoltaico europeo demuestra que tan importante es disponer
del recurso, como diseñar un marco regulatorio adecuado.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 94
Mientras España es el país de la UE que cuenta con mayor potencial de recurso
solar, el potencial de Alemania es mucho menor que el de países como Italia, Grecia o
Francia, donde a pesar de disponer del recurso, no se ha establecido un marco
regulatorio adecuado que incentive la inversión.
En Italia se revisó el marco regulatorio para la fotovoltaica en abril de 2007
estableciéndose, únicamente para esta tecnología, un sistema de tarifas reguladas que
ha dado buenos resultados ya que 2008 Italia ha incrementado su capacidad
fotovoltaica de 120 a 317 MW. Actualmente es el tercer país de la Unión Europea por
capacidad fotovoltaica instalada, con un 3% del total, aunque a gran distancia de
Alemania y España, con un 56% y un 36% respectivamente.
Con respecto a la energía eólica, la capacidad instalada está más repartida entre los
distintos países que en el caso en el fotovoltaico. Aún así, Alemania y España siguen
teniendo los porcentajes más elevados, un 38% y un 24% respectivamente.
Capacidad instalada eólica UE 2008
PT5%
GB5%
IT6%
FR5%
DK5%
DE38%
ES24%
BEBGCZDKDEEEIEGRESFRITCYLVLTLUHUNLATPLPTROSISKFISEGB
4.1.2 Producción eléctrica
En cuanto a la producción eléctrica, el cumplimiento del objetivo del 20% supone
que un 35% de la electricidad se genere a partir de fuentes de energía renovables.
La evolución de la producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables
(sin incluir la hidráulica) se muestra en el siguiente cuadro.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 96
Después de la hidráulica, la energía eólica y la biomasa son las tecnologías
renovables predominantes. La biomasa ya venía suponiendo una parte importante del
mix de renovables desde 1990 mientras que el desarrollo de la energía eólica se produjo
a partir del año 2000 alcanzándose en 2006 una producción eólica de 82,2 TWh.
En 2006 la producción de renovables fue de 493 TWh (337 TWh de hidráulica y 156
TWh del resto de renovables), es decir, un 15,72% de la electricidad total producida.
Suponiendo un crecimiento anual de la demanda del 1,5%, para cumplir los objetivos
de la directiva en 2020, 1300 TWh deberán proceder de fuentes renovables. Esto
supone un reto relativo al desarrollo de la red para lograr integrar, sin poner en peligro
la seguridad del sistema, más de 800 nuevos TWh de renovables, tratando además de
no distorsionar el mercado.
El siguiente cuadro muestra como han evolucionado la cuota de renovables en los
distintos Estados Miembros entre 2004 y 2006, así como la evolución con respecto al
cumplimiento de los objetivos indicativos establecidos por la Unión Europea para
2010.
En el periodo 2004-2006, Irlanda, Portugal e Italia fueron los países que
experimentaron un mayor crecimiento de renovables en su mix energético, superando
en 2006 en más de 2,5 puntos porcentuales la participación de renovables en la
producción eléctrica que tenían en 2004. Sin embargo Portugal, a pesar de este
incremento sigue presentando una cuota de renovables inferior a la de 1997 y por tanto
se encuentra lejos de cumplir los objetivos de 2010. Irlanda e Italia, se encuentran más
cerca de cumplir sus objetivos pero deberán llevar a cabo un esfuerzo importante para
ello.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 98
El crecimiento en Alemania ha sido ligeramente menor, del 2%, pero con este
incremento, en 2006 ya se supero el objetivo previsto para 2010.
El incremento en Holanda y Bélgica fue muy significativo, ya que, pese a su escasa
extensión geográfica, en 2006 superaron en 2,2 y 1,7 puntos porcentuales,
respectivamente, la cuota de renovables de 2004. Holanda estaría así en una situación
muy favorable para cumplir los objetivos propuestos para 2010.
En Dinamarca a pesar de que el incremento de las renovables entre 1997 y 2004 fue
muy significativo, la cuota de renovables descendió en el periodo 2004-2006.
La evolución de los distintos países también ha estado condicionada por su propio
mix de renovables.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 100
Como puede observarse en el cuadro anterior, la estructura de renovables no es
homogénea, presentando diferencias significativas entre los distintos Estados
miembros.
En cinco países, Francia, Letonia, Lituania, Eslovaquia y Eslovenia, la tecnología
dominante es la hidráulica, ya que supone más del 90% del total. En Austria, Suecia,
República Checa, Italia y Portugal, la electricidad generada a partir de recursos
hidráulicos supone más del 70 % del total.
Dinamarca e Irlanda son lo países con una mayor proporción de energía eólica,
suponiendo ésta el 62% de la electricidad generada a partir de fuentes renovables. Les
siguen Alemania, Estonia y España, donde esta tecnología supone más de un 40% del
total.
Con respecto a la biomasa y biogás, Hungría, Bélgica y Holanda, con un 83%, 70% y
64%, respectivamente, son los países con una mayor participación de estas tecnología
en el mix de renovables. Les siguen Finlandia, Reino Unido y Polonia, donde la energía
producida a partir de biomasa y residuos representa más de un 40% del total de
renovables.
Italia, con un 11% de energía geotérmica, es el único Estado miembro donde esta
tecnología tiene una presencia significativa. La primera planta geotérmica se construyó
en Larderello en 1904.
Es significativo señalar la relevancia de la energía fotovoltaica en Luxemburgo,
donde supone un 8% del mix de renovables. En 2006 únicamente en este país y en
Alemania el peso de esta tecnología en el mix de renovables superaba el 2 % del total.
Sin embargo, el crecimiento experimentado en 2008 por la energía fotovoltaica en
España ha hecho que en estos momentos esta tecnología suponga más de un 3% del
mix de renovables español.
4.2 Las energías renovables en España
En España el sistema de apoyo de tarifas reguladas y primas adoptado se ha
traducido en un incremento muy significativo de las energías renovables en el mix
energético. Por tanto, se ha mostrado como un modelo eficaz pero con un coste elevado
que impacta en el déficit tarifario.
El objetivo nacional establecido por la Directiva europea para España es alcanzar el
20% de renovables en la estructura del consumo final de energía. El siguiente cuadro
muestra la participación de las renovables en el consumo final de energía en 2006. En
ese año la cuota de renovables en dicho consumo final fue del 7,82%.
Este objetivo nacional del 20% del consumo final va a recaer sobre todo en la
producción eléctrica y va a suponer aproximadamente el 40% de la electricidad
generada proceda de fuentes de energía renovables. Como se puede observar en el
siguiente gráfico, a pesar de que desde 2005 la participación de las renovables en la
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 102
demanda eléctrica está creciendo, este porcentaje es todavía del 23% por lo que no se
espera llegar a cumplir el objetivo del 30 % propuesto para 2010 en el Plan de Fomento
de Energías Renovables 2005-2010. Este objetivo no era obligatorio, sin embargo, si lo
son los objetivos propuestos por la Directiva europea para 2020, por tanto, España
deberá llevar a cabo un esfuerzo importante para atraer la inversión y lograr cumplir
su objetivo nacional.
Participación de las renovables en el consumo eléctrico neto
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008
GW
h
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
Hidráulica EólicaSolar fotovoltaica BiomasaDemanda b.c. Renovables/demanda b.c.(%)
Además también se debe señalar que al soportar el sector eléctrico el mayor peso en
el cumplimiento del objetivo, también soportará la mayor parte de los costes derivados,
entre otros, de los sistemas de apoyo al régimen especial, que no afectarán, en cambio a
otros sectores, como el petróleo o el gas. Por tanto para lograr un reparto de los costes
más equitativo, se podría introducir algún impuesto sobre los hidrocarburos destinado
a sufragar el coste de las energías renovables.
4.2.1 Capacidad instalada y producción eléctrica.
Según datos de la Comisión Nacional de la Energía, el mix energético en España en
cuanto a capacidad instalada y producción eléctrica es el siguiente.
La energía eólica supone ya un 18% del parque de generación español en términos
de potencia instalada y un 11% de la producción eléctrica en 2008 se generó a partir de
este recurso.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 104
Es significativo señalar que el régimen especial junto con la hidráulica supone un
50% de la potencia instalada pero sólo un 31% en el mix de producción.
En los siguientes gráficos se muestra la evolución de la capacidad instalada y de la
producción de régimen especial. En estos se puede comprobar la eficacia del marco
español de apoyo al régimen especial, cuya capacidad instalada ha pasado de poco más
de 6.000 MW en 1998 a 28.763 MW en 2008.
fUENTE
Evolución de la capacidad instalada de RE
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Cogeneración Hidráulica RE EólicaBiomasa Residuos Tratamiento de residuosSolar fotovoltaica
Fuente CNE
La energía eólica se viene desarrollando desde el año 2000 mientras que la
fotovoltaica lo ha hecho en los últimos dos años. La cogeneración y la hidráulica de
régimen especial no han incrementado de una forma significativa su capacidad
instalada manteniendo valores similares a los de 1998. En España los mecanismos de
apoyo no se han mostrado eficaces en lo que respecta a la biomasa, que actualmente
sólo representa un 2% de la potencia instalada de régimen especial.
Evolución de la producción de RE
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
Cogeneración Hidráulica RE EólicaBiomasa Residuos Tratamiento de residuosSolar fotovoltaica
Fuente CNE
En cuanto a la producción, también destaca el desarrollo de la eólica que en 1998
sólo suponía un 6,6% de la producción de régimen especial mientras que en 2008 un
46,3% de dicha producción se generó a partir del recurso eólico, siendo la tecnología
renovable que produjo más GWh, superando incluso a la hidráulica.
4.2.1.1 Energía eólica
En España, la energía eólica es la tecnología renovable que ha experimentado un
mayor desarrollo en la última década.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 106
Evolución de la potencia eólica instalada (MW)
1.6862.296
3.508
5.0666.324
8.522
10.097
11.891
14.423
15.709
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente CNE
En cuanto a potencia instalada, fue en 2004 y 2007, bajo el impulso del Real Decreto
436/2004 y del Real Decreto 661/2007 respectivamente, cuando se instalaron más MW.
En 2008 se instalaron 1286 MW, mientras que 2007 la capacidad aumentó en 2532 MW,
siendo el año histórico de mayor crecimiento.
Fuente CNE
Un efecto muy significativo del Real Decreto 436/2004 fue que, al establecerse la
posibilidad de que los productores fueran al mercado cobrando además del precio
casado una prima, estos empezaron a optar por ir al mercado en vez de vender a los
distribuidores a una tarifa regulada, de forma que en 2006 ya un 93,5% de la
producción se vendía en el mercado, mientras que en 2004 este porcentaje era
únicamente del 2,5%.
Sin embargo el marco legal anterior, no había conseguido incentivar la participación
de los productores eólicos en el mercado, ya que, como se puede observar en el gráfico,
hasta 2004 todos los productores vendían a tarifa ya que las primas establecidas en el
RD 2818/1998 no resultaban atractivas para los inversores y las medidas introducidas
en el Real Decreto 841/2002 para fomentar la participación de estas instalaciones en el
mercado tampoco tuvieron un impacto significativo.
Evolución de la producción eólica (GWh)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Venta a tarifa Participación en el mercado de ofertas
Fuente CNE
Por comunidades autónomas, Castilla La Mancha, Galicia y Castilla y León son las
que tienen una mayor potencia instalada. Entre las tres suman un 60% de la potencia
eólica instalada en España.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 108
Galicia, la zona este de Castilla La Mancha y Aragón son las áreas con más MW
instalados por km2 mientras que Extremadura no cuenta con ningún parque eólico.
El caso canario es significativo ya que pese a su escasa extensión geográfica cuenta
con 146 MW, que dado el abundante recurso eólico en esta área supone una
producción en MWh importante.
Fuente CNE
4.2.1.2 Energía solar fotovoltaica
Como ya se ha comentado en capítulos anteriores de esta tesis, el régimen
retributivo establecido para las instalaciones fotovoltaicas en el RD 661/2007 resultaba
muy atractivo para los inversores y la capacidad instalada pasó de 547 MW a 2973 MW
en 2008.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 110
Número de instalaciones fotovoltaicas
42 192 788 1.5663.233
5.328
9.720
19.967
46.730
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente CNE
Fuente CNE
Fuente CNE Fuente CNE
Con el nuevo Real Decreto que establece unos cupos de potencia se espera un
crecimiento anual de 400 MW.
Por comunidades, la capacidad se concentra sobretodo en la mitad sur, donde el
recurso solar es mayor, siendo Castilla La Mancha la que dispone de más MW
instalados, seguida de Andalucía y Extremadura.
Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW)
12 23 48 146
695
3342
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
2003 2004 2005 2006 2007 2008
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 112
4.2.1.3 Biomasa
Esta tecnología tiene un peso muy limitado dentro del mix de renovables, a
diferencia de otros estados europeos, como Suecia, Finlandia o Hungría, donde supone
una parte muy importante de dicho mix.
El objetivo establecido por el Plan de Energías Renovables 2005-2010 es alcanzar en
2010 una potencia instalada de biomasa de 2.039 MW. Sin embargo, al ritmo actual,
este objetivo resulta demasiado ambicioso, ya que ni el régimen retributivo establecido
por el Real Decreto 436/2004, ni el del Real Decreto 661/2007 han resultado lo
suficientemente atractivos para los inversores y desde 2004 únicamente se han
instalado 142 MW.
Evolución de la capacidad instalada de biomasa
81 88
144
216
316
416431
475516
532558
0
100
200
300
400
500
600
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Fuente CNE
Producción a partir de biomasa
1.9481.9081.8851.7571.7011.6531.5811.549
1.4561.4261.287
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
Fuente CNE
4.2.1.4 Energía hidráulica
Únicamente las instalaciones hidráulicas de menos de 50 MW pueden acogerse al
régimen especial, percibiendo unas tarifas reguladas por cada MWh producido. Sin
embargo, estas tarifas no han resultado lo suficientemente favorables para superar las
numerosas barreras (dificultad para encontrar nuevos enclaves, largos procesos
administrativos…) y atraer la inversión.
En la última década únicamente se han construido 661 nuevos MW de mini
hidráulica. Además se observa que los reales decretos de 2004 y 2007 no han tenido un
impacto significativo.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 114
Capacidad hidráulica instalada de RE (menos de 50 MW)
1.9481.9081.8851.7571.7011.653
1.5811.5491.4561.426
1.287
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Fuente CNE
Producción hidráulica
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
Hidráulica RO Hidráulica RE (menos de 50MW)
Fuente CNE
4.2.2 Retribución al Régimen Especial
Los sistemas de apoyo al régimen especial han resultado eficaces pero a la vez han
supuesto un importante desembolso económico para el sector eléctrico. Hasta 2007
todavía convivían, por las distintas disposiciones transitorias, cuatro esquemas
retributivos correspondientes a los reales decretos del año 1994, 1998, 2004 y 2007.
Fuente CNE
El Real Decreto 436/2004 y el Real Decreto 661/2007 impulsaron definitivamente el
desarrollo de las renovables en España pero también han supuesto un incremento de la
retribución total de 1500 millones de euros y 2200 millones de euros, respectivamente.
Hasta 2004 los niveles de retribución se mantuvieron por debajo de los 3000
millones de euros mientras que entre 2004 y 2007 superaron los 4000. En 2008, esta
retribución total se incremento hasta los 6832 millones de euros. Este incremento se ha
debido sobretodo a la retribución a las nuevas instalaciones fotovoltaicas, que perciben
una elevada retribución, ya que la producción de régimen especial, como puede
observarse en el gráfico anterior, no aumentó sustancialmente con respecto a 2007.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 116
Por tanto se observa que los incrementos del coste total del sistema de apoyo al
régimen especial han estado más ligados a los cambios normativos que a la propia
producción.
En 2007 el coste medio del régimen especial por MWh producido fue de 80,85 euros.
En 2008 este valor ascendió a 98,65 €/MWh, sobretodo, como ya se ha comentado, por
el impacto de la nueva fotovoltaica.
Retribución total al RE
1.6481.965
2.386 2.5882.880
4.2794.554 4.674
6.832
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
mill
ones
de
€
Fuente CNE
Durante el periodo 2004-2008 el régimen especial ha percibido una retribución total
de 23.532 millones de euros lo que supone un impacto importante en el déficit tarifario
ya que, en España, la previsión del coste de todo el sistema eléctrico en 2008 era de
más de 28000 millones de euros.
Con respecto al reparto de la distribución, como se puede observar en los siguientes
gráficos, la mayoría de las tecnologías tienen perciben una retribución total acorde con
su peso en el mix de producción de régimen especial. En el caso de la eólica y la
cogeneración esta retribución es ligeramente inferior, mientras que el caso más
significativo es el fotovoltaica, ya que únicamente supone un 3% en el mix pero percibe
un 14% de la retribución total al régimen especial.
Reparto de la retribución al RE en 2008
COGENERACIÓN27%
SOLAR14%
EÓLICA42%
HIDRÁULICA RE6%
BIOMASA4%
RESIDUOS3%
TRAT.RESIDUOS4%
Fuente CNE
Mix de renovables 2008
COGENERACIÓN31%
SOLAR3%
EÓLICA46%
HIDRÁULICA RE7%
BIOMASA4%
RESIDUOS4%
TRAT.RESIDUOS5%
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 118
En España el coste del régimen especial lo sufragan los consumidores vía tarifas.
4.3 Las energías renovables en Alemania
El objetivo nacional establecido por la Directiva europea para Alemania es alcanzar
el 18% de renovables en la estructura del consumo final de energía. El siguiente cuadro
muestra la participación de las renovables en el consumo final de energía en 2007. En
ese año la cuota de renovables en dicho consumo final fue del 8,6%, un 2,8% más que
en 2005. La biomasa es la tecnología renovable predominante, seguida de la energía
eólica y la hidráulica.
4.3.1 Capacidad instalada y producción eléctrica
Para cumplir el objetivo establecido por la Directiva, el mayor peso va a recaer en el
sector eléctrico. Al igual que en España, el marco de apoyo establecido para las
renovables ha favorecido un importante desarrollo de estas tecnologías. La Ley de
Energías Renovables (EEG) del año 2000 y la nueva Ley de Energías Renovables (EEG)
del año 2004 han permitido un incremento de la potencia instalada de casi 24000 MW
con respecto al año 2000.
La ley del año 2000 fomentó casi exclusivamente el desarrollo de la energía eólica,
mientras que con la revisión del año 2004 se ha logrado también incrementar la energía
fotovoltaica y la biomasa, aunque no de forma tan significativa como ha ocurrido con
el caso eólico.
Al aumentar la capacidad instalada, la producción a partir de renovables también
ha experimentado un crecimiento muy significativo en la última década. La
producción eólica y de biomasa suponen más de un 75% del mix de producción de
renovables. A pesar de que la potencia instalada de biomasa es mucho menor que la
eólica, su producción es comparable, dada la intermitencia del recurso eólico.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 120
4.3.1.1 Energía eólica
Alemania es el estado europeo que cuenta con una mayor potencia eólica instalada,
alcanzando en 2007 los 22.247 MW. El mayor ritmo de crecimiento correspondió al
periodo 2000-2003 en el que se instalaron casi 8500 MW (2800 MW anuales de media),
pero, a pesar de que en los últimos años este ritmo se ha ralentizado, sigue creciendo el
parque eólico y en 2007 se instalaron más de 1600 MW.
4.3.1.2 Energía solar fotovoltaica
En lo que respecta a la energía solar, el esquema retributivo establecido en la nueva
Ley de Energías Renovables (EEG) del año 2004 ha atraído nuevas inversiones,
incrementándose la potencia hasta los 3811 MW en 2007 frente a los 408 MW que había
instalados en el año 2003.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 122
4.3.1.3 Biomasa
Al igual que en caso de la energía solar fotovoltaica, la nueva Ley de Energías
Renovables (EEG) del año 2004 ha supuesto un impulso muy importante para la
producción de electricidad a partir de biomasa. En 2004 únicamente había instalados
1550 MW mientras que en 2007 la capacidad ascendía a más del doble, 3238 MW.
Alemania establece una retribución favorable para esta tecnología, pudiendo los
productores llegar a obtener más de 20 centeuro/kWh, ya que hay además de una
tarifa fija hay bonus tecnológico, por cogeneración…
En España, a pesar de que la retribución a la biomasa oscila entre los 10.754
ct€/kWh y los 15.889 ct€/kWh, no alcanzando por tanto valores tan elevados como en
Alemania. Esta sería una de las razones que explicaría el que el desarrollo de esta
tecnología en Alemania este siendo mayor que en España.
4.3.1.4 Energía hidráulica
La energía hidráulica instalada ha aumentado ligeramente en la última década
pasando de 4547 MW instalados en 1999 a 4720 MW en 2007.
Este crecimiento no ha sido muy significativo ya que, en general, únicamente las
instalaciones nuevas de menos de 5 MW pueden percibir la tarifa regulada.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 124
4.3.2 Retribución
Desde la entrada en vigor de la Ley de Energías Renovables (EEG) del año 2000, el
coste total del sistema de primas ha experimentado un aumento muy importante.
En 1999, con el marco legal anterior, el coste total no alcanzaba los 1000 millones de
euros mientras que en 2004 era ya de 3610 millones de euros. Esta tendencia se acentuó
aun más a partir de 2004 con la nueva Ley de Energías Renovables (EEG) que
pretendía incentivar a los promotores a invertir en aquellas tecnologías que todavía no
se habían desarrollado ya que tenían un coste más elevado, lo que se ha traducido en
costes más elevados para el sistema.
En 2007 el coste del este sistema de tarifas reguladas ascendía ya a 7900 millones de
euros, produciéndose bajo este régimen retributivo 67.100 MWh. Esto supone que el
coste medio por MWh en 2007 fue de 119 euros. Este valor es más elevado que en el
caso español donde, en 2007, la retribución media a las instalaciones de régimen
especial fue de 80,85 MWh. Tanto en España como en Alemania este ratio se está
incrementando por la entrada en el sistema de tecnologías más caras, como la
fotovoltaica. 4.4 Las energías renovables en Dinamarca
En Dinamarca la biomasa y la energía eólica son las fuentes más importantes de
energía renovable con un 70% y un 20% del total, respectivamente.
Production of renewable energy 2007130156 TJ
20%
70%
3% 4%
3% Solar energyWind powerHydro powerGeothermal energyBiomassBiogasBio dieselHeat pumps
Sources: Danish Energy agency
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 126
En Dinamarca, el objetivo nacional establecido por la directiva europea es alcanzar
el 30% de renovables en el consumo final de energía en 2020. En 2005, la cuota de
renovables era del 17% y en 2007 alcanzó el 19%. Si continúa este ritmo de crecimiento,
Dinamarca no tendrá grandes problemas para cumplir sus objetivos, sin embargo, la
actual crisis financiera mundial, puede frenar esta tendencia.
Dinamarca es un país exportador de energía eléctrica, ya que dispone de potentes
interconexiones que le han permitido exportar parte de su producción, incluida la de
renovables, a los países vecinos, Noruega, Alemania y Suecia.
Sources: Danish Energy agency
a
4.4.1 Capacidad instalada y producción eléctrica
La energía eólica es la tecnología que ha experimentado un mayor desarrollo,
sobretodo en los años 90, como puede observarse en el siguiente cuadro.
Sources: Danish Energy agency
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 128
En 2007, el 28% del consumo eléctrico danés se cubrió con electricidad generada a
partir de Fuentes de energía renovables.
Ese año la producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables ascendió a
38415 TJ, siendo la eólica con un 67% del total la tecnología que tuvo un mayor peso en
el mix eléctrico de renovables, seguida de la biomasa.
Sources: Danish Energy agency
Renewable electricity production 200738415 TJ
0%
0%
67%
3%
30%Wind powerHydro powerBiomassBiogasSolar energy
Para intentar desarrollar otras tecnologías, además de la eólica y la biomasa, se
estableción una prima para el resto de tecnologías de 60 ore/kWh, pero aún así dicho
desarrollo ha sido muy limitado y en 2007 la energía eólica y la biomasa representaban
más del97% del mix eléctrico de renovables.
Máximo establecido para la suma del precio de mercado más la prima
(ore/kWh)
Onshore 33
Offshore 35,3
30
60
Eólica
Tecnología
Biomasa
Otras (aquellas conectadas entre el 22 de abril de 2004 y el 31 de diciembre de 2008
o las clasificadas de gran importancia estratégica por las autoridades danesas)
4.4.1.1 Energía eólica onshore
Dinamarca, es junto con Alemania y España, el estado miembro donde la energía
eólica onshore ha experimentado un mayor desarrollo.
Sources: Danish Energy agency
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 130
En el año 2001 alcanzó los 2500MW, siendo el tercer país de la UE, por detrás de
Alemania y España, en potencia instalada. En 2007 la potencia eólica superaba los 3000
MW, pero el desarrollo de esta tecnología de otros estados miembros, ha hecho que
ahora sea el sexto país de la UE en potencia instalada.
Sources: Danish Energy agency
Mientras que en 1990 únicamente se fabricaban turbinas de menos de 500 kW , en la
actualidad la mayoría son de entre 500 y 1000 Kw y ya hay un porcentaje importante
de más de 2000 Kw. Esto supone una reducción importante del coste por MWh,
haciendo a esta tecnología más competitiva.
4.4.1.2 Energía eólica offshore
Dinamarca es, después de Reino Unido, el estado miembro que dispone de más
potencia instalada eólica offshore, con 409,15 MW. Sus características geográficas y su
experiencia en energía eólica onshore han favorecido el desarrollo de esta tecnología.
Actualmente, dos nuevos parques, de 200MW cada uno, están en construcción.
4.4.1.3 Energía solar fotovoltaica
El desarrollo de esta tecnología ha sido escaso debido a que el recurso solar en
Dinamarca es bastante limitado y se ha preferido apostar por otras tecnologías como la
energía eólica o la biomasa, que, al disponer de mayores recursos, resultan más
competitivas.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 132
Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW)
5,6795,0994,521
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2006 2007 2008
Producción eléctrica
0
10
20
30
40
50
1994 1996 1998 2000 2004 2005 2006 2007
TJ
4.4.1.3 Biomasa
En los últimos años la producción eléctrica a partir de biomasa y biogás se ha
mantenido estable. En 2007 fue de 12.482 TJ, ligeramente inferior a la de 2006.
Sources: Danish Energy agency
Electricidad generada a partir de biomasa y biogás
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
1994 1996 1998 2000 2004 2005 2006 2007
TJ
BiogásBiomasa
4.5 Las energías renovables en Reino Unido
Reino Unido tiene que alcanzar un 15% de renovables en su consumo final de
energía en 2020, partiendo de una situación inicial de un 1,3% en 2005. En 2007 la cuota
de renovables en el consumo final bruto de energía alcanzó, según el Departamento de
Negocios e Innovación inglés (Department for Business, Innovation and Skills) el 1,78,
sólo cinco puntos porcentuales más que en 2005. Por tanto, Reino Unido deberá llevar a
cabo un esfuerzo muy importante si quiere cumplir este objetivo vinculante impuesto
por la nueva Directiva europea de renovables.
Sources: Danish Energy agency
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 134
Reino Unido tiene que alcanzar un 15% de renovables en su consumo final de
energía La biomasa es la tecnología predominante, con un 81,6%, seguida de la éolica
(8,8%) y la gran hidráulica (7,6), superando por primera vez la eólica a la hidráulica. El
1,8% restante lo constituyeron la energía solar, la mini hidráulica y los acuíferos
geotérmicos.
De la energía producida a partir de fuentes renovables en 2007, un 79% se
transformo en electricidad. Esto es un 4% menos que en 2004 debido a que el ritmo de
crecimiento de los biofuels en el transporte está siendo mayor que el de las renovables
en la producción eléctrica.
Aunque la biomasa es la tecnología predominante en el mapa energético, la energía
eólica e hidráulica tienen un peso mayor en lo que a producción eléctrica se refiere,
como se verá en el siguiente apartado, debido a que estas tecnologías están destinadas
exclusivamente a la producción de electricidad, no teniendo otros usos energéticos,
como si ocurre con la biomasa.
4.5.1 Capacidad instalada y producción eléctrica
En Reino Unido, el mecanismo de apoyo a las energías renovables era un sistema de
subastas que en 2002 fue sustituido por un sistema de cuotas con certificados verdes.
En el siguiente gráfico se puede comprobar como este sistema ha resultado mucho más
efectivo que el anterior ya que se ha pasado de en 2002 a en 2006.
Source European Renewable Energy Council
Pero, como se puede comprobar en el gráfico, este crecimiento de la potencia
instalada de renovables se ha debido básicamente al desarrollo de una única
tecnología, la eólica, y en menor medida, de la biomasa, ya que la experiencia ha
demostrado que el sistema de cuotas con certificados favorece el desarrollo de las
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 136
tecnologías más competitivas frente a otras que todavía presentan costes más elevados
como la solar fotovoltaica.
Por ello, en 2008 el gobierno británico introdujo algunas modificaciones en la
política energética, estableciendo una tarifa regulada, que entrará en vigor en abril de
2010, para aquellas proyectos hasta 5 MW, con el objetivo de incentivar el desarrollo de
las renovables a pequeña escala, lo que probablemente favorecerá el desarrollo de
aquellas tecnologías cuya presencia actual en el mix de renovables así como la
existencia de una generación más distribuida.
Estas tarifas garantizarán a los inversores un precio fijo, reduciendo así la
incertidumbre e incrementando la rentabilidad de las inversiones. Las instalaciones
fotovoltaicas, la micro-hidráulica y la microeólica, así como instalaciones de
cogeneración (para éstas el límite serán 50 MW), podrán acogerse a estas tarifas.
Con respecto al mix de producción de renovables actual, los biofuels, seguidos de la
hidráulica y la energía eólica, son las tecnologías predominantes.
Electricity production from renewables 200618.132 GWh
20%4%
3%
23%
50%
0,04%Wind onshoreWind offshoreSolar PVHydro Small ScaleHydro Large ScaleBiofuels
Fuente Ofgem
Con esta producción, la cuota de renovables en la generación eléctrica total fue del
4,6%. En 2005 este valor ascendió a 5,17%. En 2020 el objetivo es que en 2020 un 20% de
la energía eléctrica proceda de fuentes de energía renovables.
4.5.1.1 Energía eólica onshore
El gobierno ingles publicó en junio de 2008 la Estrategia de las Energías Renovables
(Renewable Energy Strategy) que propone que en 2020 haya 14 GW energía eólica
onshore y 14 GW de offshore. De esta forma se incrementaría casi 8 veces la potencia
instalada actual y supondría un paso muy importante de cara al cumplimiento, en el
marco de la nueva directiva europea, del objetivo de que el 15% de consumo final de
energía en Reino Unido proceda de fuentes renovables.
Los parques eólicos se concentran en el norte y oeste del país ya que son estas áreas
las que disponen de mayores recursos eólicos.
December 2007
Only turbines above 225kW are shown as this is the lower limit of large scale wind.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 138
Reino
La capacidad instalada en Reino Unido a finales de 2008 era de 3241 MW, casi seis
veces la existente en 2002. Por tanto el sistema de cuotas con certificados verdes se ha
mostrado efectivo para esta tecnología, atrayendo el interés de los inversores.
Installed capacity (MW)
3241
2406
1963
1565
933
742552474
406362
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Electricity production: wind (GWh)
850947 965
12561285
1935
2904
4225
5274
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Source EWEA
4.5.1.2 Energía eólica offshore
Reino Unido es el país de la Unión Europea con mayor potencia eólica offshore
instalada. En 2008 entraron en funcionamiento los parques eólicos de Inner Dowsing y
Linn, con 81 MW cada uno (está programado que cada uno de estos parques tengan
finalmente una capacidad de 97 MW, estando la parte restante en construcción) con lo
que la potencia instalada a finales de 2008 era 566 MW y había 302 MW en
construcción.
Source EWEA
A diferencia de Dinamarca donde esta tecnología empezó a desarrollarse en 1991 y
el ritmo de crecimiento más intenso se produjo entre 2000 y 2003, el desarrollo de la
eólica offshore en Reino Unido se ha producido en los últimos 5 años ya que fue en
2003 cuando se puso en marcha el primer parque eólico marino.
Este se ha producido en tres fases o rondas, en 2000, 2003 y 2008. En cada una de
ellas se separan las posibles zonas para el desarrollo de parques eólicos y se invita a las
compañías a pujar por estos sitios.
4.5.1.3 Energía solar fotovoltaica
El sistema de cuotas británico no ha mostrado efectivo para aquellas tecnologías
poco competitivas, como la fotovoltaica, que todavía no tienen una madurez
comparable a la de la energía eólica. En 2008 únicamente había instalados 21,59 MW,
sólo 7,33 MW más que en 2006.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 140
Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW)
21,59
18,09
14,26
0
5
10
15
20
25
2006 2007 2008
Source European Photovoltaic Industry Association
La nueva tarifa regulada, que entrará en vigor en abril de 2010, para aquellas
proyectos hasta 5 MW, podría impulsar el desarrollo de la tecnología solar fotovoltaica
(siempre y cuando la tarifa fuera lo suficientemente elevada para cubrir los costes y
asegurar una rentabilidad razonable a los inversores) en mayor medida que el marco
normativo actual que favorece a las tecnologías más competitivas.
4.5.1.4 Biomasa
Los biofuels constituyeron el 50% de la producción eléctrica en 2006. Las tecnologías
de landfill gas y de co-combustión son las que realizaron una mayor aportación a este
50%.
Electricity production from biomass (GWh)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2002 2003 2004 2005 2006
Other
Co-firing with fossil fuels
Municipal solid wastecombustion (biodegradable partonly)Sewage slduge disgestion
Landfill gas
Fuente Ofgem
La producción eléctrica a partir de biofuels se ha incrementado en los últimos años a
un ritmo de entre 1000 y 2000 GWh anuales, pero en 2006, este aumento fue
únicamente de 259 GWh.
4.5.1.5 Energía hidráulica
No todas las instalaciones hidráulicas pueden acogerse al sistema de cuotas. La
micro hidráulica (hasta 1,25MW) si que tiene derecho a participar en dicho sistema así
como la mini hidráulica (hasta 20 MW) que haya sido puesta en marcha o renovada
después de 1989. La gran hidráulica sólo tendrá derecho a percibir compensaciones si
fue puesta en marcha después de 2002 o si aumentado su capacidad, renovando la
planta existente para mejorar la eficiencia.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 142
Installed capacity (MW)
-
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
1.400,0
1.600,0
1.800,0
2003 2004 2005 2006 2007
Small scaleLarge scale
Electricity production: hydro (GWh)
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
2003 2004 2005 2006 2007
Small scaleLarge scale
Source Ofgem
La evolución de la producción hidráulica ha estado determinada por la propia
hidraulicidad de cada año, ya que la capacidad instalada no ha experimentado cambios
significativos, ya que el sistema de cuotas no ha resultado eficaz para esta tecnología.
4.5.2 Retribución
Como muestra el último informe de la comisión europea, el sistema de cuotas
adoptada en Inglaterra no está resultando muy eficiente, al ser la remuneración
superior a los costes.
Los distribuidores tienen que cumplir con una cuota obligatoria de renovables.
Aquellos que no compren los certificados suficientes para cumplir con su obligación de
renovables pagarán el precio de buy out por cada MWh que no se logre entregar.
Posteriormente, lo recaudado se repartirá entre los distribuidores que si han satisfecho
su cuota proporcionalmente a los ROC´s que hayan comprado. Por ejemplo si el total
de ROC´s presentados fuera de 100 y un distribuidor hubiera presentado 30, le
corresponderá un 30% de todo lo recaudado por buy out.
De esta forma se pretende incentivar la compra de certificados pero esto sólo será
posible siempre y cuando el “valor” del ROC para el distribuidor (buy out que
perciben por cada ROC más el precio que hubieran tenido que pagar por MWh si no
hubieran cumplido su cuota) sea mayor que el coste que ha tenido. En caso contrario
sería más favorable para el distribuidor no comprar los certificados suficientes para
cumplir con su cuota y pagar el buy out. Por tanto el regulador deberá velar porque el
precio del buy-out sea el adecuado ya vaya correlacionado con los costes de las
tecnologías renovables.
Como se puede ver en el cuadro siguiente, aquellos años en los que ha bajado el
número total de ROC´s presentados, el total de buyout a repartir entre los
distribuidores ha aumentado y por tanto, al aumentar también ligeramente el precio
fijado de buy out, el “valor” total del ROC para los distribuidores ha aumentado.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 144
2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07 2007/08
Inglaterra y Gales 8.393.972 12.387.720 14.315.784 16.175.906 19.390.016 22.857.584
Escocia 867.596 1.239.692 1.445.283 1.648.679 2.011.791 2.456.391
Irlanda del norte 208.319 216.869 237.382
Inglaterra y Gales 4.973.091 6.914.524 9.971.851 12.232.153 12.868.408 14.562.876
Escocia 478.358 695.620 883.997 1.425.869 1.725.781 1.864.676
Irlanda del norte 41.295 18.465 39.199
Inglaterra y Gales 59% 56% 70% 76% 66% 64%
Escocia 55% 56% 61% 86% 86% 76%
Irlanda del norte 20% 9% 17%
30,00 30,51 31,39 32,33 33,24 34,30
Inglaterra y Gales 79.251.930 158.466.502 136.169.914 127.167.900 217.888.311 278.789.611
Escocia 11.267.124 16.488.755 17.668.392 7.112.617 9.662.865 20.072.617
Irlanda del norte 5.373.877 6.628.093 5.958.966
Inglaterra y Gales 15,94 22,92 13,66 10,40 16,93 19,14
Escocia 23,55 23,70 19,99 4,99 5,60 10,76
Irlanda del norte 130,13 358,95 152,02
Inglaterra y Gales 45,94 53,43 45,05 42,73 50,17 53,44
Escocia 53,55 54,21 51,38 37,32 38,84 45,06
Irlanda del norte 162,46 392,19 186,32
Total buy out a repartir entre los
distribuidores (₤)
Buy out pagado(₤)
a los distribuidores por cada
ROC
Valor de un ROC ara un distribuidor
(₤)
Precio buy-out ₤/MWh
Obligación total (MWh)
Número total de ROC´s
presentados
Número de ROC´s/
obligación total
Fuente Ofgem
Suponiendo que el sistema funciona correctamente (es decir que resulte más
ventajoso para el distribuidor comprar certificados que pagar la penalización), el
máximo coste que tienen los certificados es igual al “valor” de dichos certificados para
el distribuidor. Por tanto la retribución máxima a los productores de renovables en
Inglaterra y Gales estaba en 2007/2008 en 53,44 ₤ (65 euros).
4.6 Las energías renovables en Italia
El objetivo obligatorio establecido por la directiva europea para Italia es alcanzar
una cuota de renovables del 17% en el consumo final de energía. En 2005 únicamente el
5,2% de la energía final consumida procedía de recursos renovables.
Este objetivo del 17%, supone que entre el 25% y el 30% de la electricidad
consumida proceda de fuentes de energía renovables. En 2007 sólo un 13,7% del
consumo eléctrico procedía de renovables y como se puede observar en los distintos
años este ratio es muy variable, al ser la energía hidráulica la tecnología con más peso
en el mix de renovables (79% en 2007) y depender por tanto, en gran medida, la
producción de que se trate de un año seco o húmedo.
RES generation vs internal electricity consumption
Source GSE
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 146
4.6.1 Capacidad instalada y producción eléctrica
En 2007 la capacidad instalada alcanzó los 22308 MW, la mayor parte (79%),
hidráulicos. La tecnología eólica es la que ha experimentado un mayor crecimiento en
los últimos años. Italia es el país de la UE que cuenta con más capacidad instalada
geotérmica, pero en los últimos años no se ha instalado más potencia de esta
tecnología.
La producción eléctrica muestra una fuerte dependencia del recurso hídrico y, por
tanto de si es un año seco o húmedo, al ser esta la tecnología claramente dominante
en el mix de renovables.
Source GSE
RES gross capacity by source
RES gross production by source
4.6.1.1 Energía eólica onshore
En 1999, Italia cambió el marco legal de apoyo a las renovables pasando de un
sistema de feed-in tariff a un sistema de cuotas, en el que suele verse favorecida la
tecnología más competitiva, que en estos momentos es la energía eólica.
Desde la puesta en marcha de este sistema se ha incrementado la potencia eólica en
más de 3400 MW, pasando de 277 MW en 1999 a 3736 MW en 2008. Este crecimiento ha
sido más acusado a partir de 2004.
Source GSE
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 148
Electricity production: wind energy
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Source GSE
4.6.1.2 Energía solar fotovoltaica
Al igual que para el resto de tecnologías renovables, en 1999 el mecanismo d apoyo
paso de ser feed-in tariff a un sistema de cuotas. Pero este sistema resulto ser poco
eficaz para tecnologías todavía poco competitivas como la solar, ya que los inversores
preferían otras tecnologías con costes inferiores, como la eólica, ya que los ingresos se
perciben por la venta de certificados verdes, es decir, por MWh de electricidad, sea
cual sea la tecnología renovable. Por tanto para las instalaciones eólicas los ingresos
eran los mismos, pero los costes inferiores y, por tanto resultaba más rentable para el
inversor.
En 2006 se retornó a las tarifas reguladas, pero únicamente para la tecnología solar
fotovoltaica. Este sistema ha favorecido un incremento muy importante de la potencia
instalada en los últimos tres años, al asegurar una rentabilidad razonable a los
inversores.
Source GSE
Solar PV power installed
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 150
4.6.1.3 Biomasa
Entre 1997 y 2006 la producción de biomasa se incrementó en más de 5000 GWh .
este incremento fue mayor que el de la producción eólica, a pesar de que el incremento
de potencia instalada de esta última fue mayor. Este es debido a que los parques
eólicos tienen menores horas de utilización ya que dependen de la disponibilidad del
recurso.
Sin embargo para analizar la eficacia del sistema de apoyo, lo significativo es la
capacidad instalada ya que este parámetro el que muestra si ha resultado atractivo
para los inversores y estos han construido nuevas instalaciones.
Electricity production: biomass
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Source GSE
4.6.1.4 Energía hidráulica
A pesar de que la capacidad hidráulica instalada ha seguido una tendencia
ascendente, la producción ha sido muy variable, dependiendo de si era un año seco o
húmedo.
Electricity production: Hydro
0
10000
20000
30000
40000
50000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Source GSE
4.6.1.5 Energía geotérmica
Italia es el único país de la Unión Europea con una producción eléctrica geotérmica
apreciable, que se ha mantenido estable en la última década.
Electricity production: geothermal
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Source GSE
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 152
4.6.2 Retribución
Desde 1999, Italia dispone de un sistema de cuotas (excepto para la solar
fotovoltaica, que desde 2006, se adoptaron tarifas reguladas).
Los productores de energía tienen que probar que una cierta cantidad de la energía
total que produzcan proceda de fuentes renovables mediante “certificados verdes”.
Hay varios modos de obtener “certificados verdes” para satisfacer la cuota
obligatoria de renovables: generación propia de electricidad a partir de energías
renovables, compra de certificados a otras plantas de energías renovables o compra de
certificados en el mercado.
En 2007 en el mercado se intercambiaron 344.147 “certificados verdes” y el precio
medio del mercado fue de 98,78 euros por certificado. En España, en 2007, la
retribución media del régimen especial por MWh producido fue menor (80,85 euros)
pero también hay que tener en cuenta que los costes de las tecnologías renovables en
España también son ligeramente menores.
Por tanto, el volumen de ingresos a las instalaciones por la compra de certificados
en el mercado fue del orden de miles de millones de euros. Pero este no es el ingreso
total de las renovables ya que los generadores también pueden comprar certificados
directamente a otras plantas de renovables, no quedando estas transacciones
registradas en el mercado.
De he hecho, en el año 2007 en el mercado sólo se intercambiaron 344 GWh, es decir
un 0,6% de la producción eléctrica de renovables (49412 GWh).
4.7 Las energías renovables en Bélgica
El objetivo establecido por la nueva directiva europea es alcanzar el 13% de
renovables en el consumo final bruto de energía. En 2005 dicha cuota era del 2,2% y en
2007, según EurObserv’er era del 3,65%, por lo tanto todavía se encuentra lejos de
cumplir su objetivo y dada su escasa extensión geográfica es muy probable que se vea
obligado a recurrir a los mecanismos de cooperación entre estados miembros
establecidos en la directiva.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 154
Consumo final de energía 2007
Gas26%
Calor1%
Petróleo49%
Combustibles fósiles7%
Nuclear9%
Renovables0,91%
Bombeo0,2%
Combustibles sólidos5%
Combustibles renovables
1,98%
Electricidad17%
El consumo final de energía en Bélgica está disminuyendo ligeramente en los
últimos años lo cual facilita el cumplimiento de los objetivos frente a un escenario de
crecimiento del consumo.
4.7.1 Capacidad instalada y producción eléctrica
La tecnología predominante en el mix de renovables belga es la biomasa, al
disponer por su escasa extensión geográfica, de limitados recursos hídricos y eólicos.
Fuentes FPS Economy, SMEs, independent Professions and Energy
Fuentes FPS Economy, SMEs, independent Professions and Energy
Producción eléctrica a partir de renovables
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2000 2001 2002 2005 2006 2007
GW
h
geotérmica, solar etc.EólicaBiomasaHidráulica
Fuente EurObserv’er
En 2002 se sustituyeron las tarifas reguladas por un sistema de cuotas, similar al de
Suecia, en el que los suministradores tienen que probar mediante “certificados verdes”
que una cuota de la electricidad que venden a los consumidores finales procede de
energías renovables. Este sistema ha favorecido el desarrollo de la energía eólica y solar
cuya producción era prácticamente inexistente en 2002. En 2006 y 2007 la producción
eólica superó a la hidráulica.
Los siguientes gráficos muestran los certificados emitidos en Flandes y en Valonia.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 156
Fuente: Vlaamse reguleringsinstantie loor de elektriciteits en gasmarkt
Source: Commission Wallonne pour l’Energie
En Flandes, en cuanto a certificados emitidos, predomina la biomasa, con un 55%,
seguida de la eólica on-shore, son un 17%. En Valonia la tecnología predominante es
también la biomasa, pero en este caso seguida de la hidráulica, ya que en esta región la
eólica supone únicamente un 9% del total de certificados emitidos.
4.7.1.1 Energía eólica onshore
A pesar de que la biomasa sigue siendo la tecnología predominante en el mix de
producción, la eólica está experimentando un crecimiento significativo en los últimos
años. En 2007 se alcanzaron los 491 MW de potencia instalada.
Source EWEA
4.7.1.2 Energía solar fotovoltaica
A pesar de su escasa extensión geográfica, Bélgica ha logrado un desarrollo
importante de esta tecnología en los últimos dos años. En 2006 únicamente había 4 MW
instalados frente a los 71 MW de 2008.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 158
Evolución de la potencia solar fotovoltaica instalada (MW)
71,19
21,524
4,161
0
20
40
60
80
100
2006 2007 2008
Source European Photovoltaic Industry Association
4.7.1.3 Biomasa
Es la tecnología renovable predominante en Bélgica. En 2007 se produjeron a partir
de biomasa 3643 MWh (76,29% del total de producción eléctrica a partir de renovables).
Producción eléctrica a partir de biomasa
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2000 2001 2002 2005 2006 2007
GW
h
Biomasa
Fuente EurObserv’er
4.7.1.4 Energía hidráulica
Dada su escasa extensión geográfica, el recurso hídrico en Bélgica es muy limitado.
La región de Valonia es la única que cuenta con una producción hidráulica
significativa.
Producción eléctrica hidráulica
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2000 2001 2002 2005 2006 2007
GW
h
Hidráulica
Fuente EurObserv’er
4.7.2 Retribución
En Bélgica, como ya se ha comentado, los distribuidores tienen que satisfacer una
cuota de renovables mediante la compra de certificados verdes. Por cada certificado
verde que no aporten deberán pagar una penalización de 100 €, por tanto este será el
máximo coste del certificado.
El precio de los certificados lo fija el mercado pero hay un precio mínimo de 65
€/MWh.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 160
En la región de Flandes, se intercambiaron, desde el 1 de abril de 2007 al 31 de
marzo de 2008, alrededor de un millón de certificados a un precio medio de 109
euro/MWh. Este precio se ha mantenido muy estable desde 2004, como puede verse en
el gráfico.
Flandes: Precio medio por certificado verde (euros)
0
20
40
60
80
100
120
01/01/2002-31/03/2003
01/04/2003-31/03/2004
01/04/2004-31/03/2005
01/04/2005-31/03/2006
01/04/2006-31/03/2007
01/04/2007-31/03/2008
Fuente: Vlaamse reguleringsinstantie loor de elektriciteits en gasmarkt
En Valonia, según la entidad reguladora de la región, en el primer trimestre de 2009
el precio medio por certificado ha sido de 89,40 € y el volumen de certificados de
368.495, máximo histórico ya que hasta ese momento el mayor volumen había sido de
299. 836 en el tercer trimestre de 2008.
Como se puede observar, el precio del “certificado verde” en la región de Valonia es
inferior al de Flandes.
Valonia: Precio medio por certificado verde (euros)
8082848688909294
2003
1º 20
04
2º 20
04
3º 20
04
4º 20
04
1º 20
05
2º 20
05
3º 20
05
4º 20
05
1º 20
06
2º 20
06
3º 20
06
4º 20
06
1º 20
07
2º 20
07
3º 20
07
4º 20
07
1º 20
08
2º 20
08
3º 20
08
4º 20
08
1º 20
09
Source: Commission Wallonne pour l’Energie
Hasta 2007 los precios se mantuvieron estables, oscilando alrededor de los 92
€/MWh mientras que en los dos últimos años (a excepción del tercer trimestre de 2007)
han estado por debajo de los 90 €/MWh, con variaciones más significativas.
El precio en Valonia en 2007 fue inferior al de coste del certificado en Italia en 2007
(98,7890 €/MWh) , pero superior al de la retribución media en España del régimen
especial por MWh producido (80,85 euros). En 2007, las instalaciones de renovables
alemanas son las que percibieron una retribución media más alta por MWh (119 €),
pero porque también fue el estado miembro con una mayor penetración de la
fotovoltaica en esos momentos, lo que encarece el sistema.
Sin embargo en Flandes el precio ronda los 110€/MWh, situándose por encima de la
media europea.
4.8 Las energías renovables en Suecia
El objetivo de renovables establecido por la nueva directiva para Suecia es alcanzar
el 49% de renovables en el consumo final de energía en 2020. La situación de partida en
2005 era del 39,8% por lo tanto y dados los recursos renovables con los que cuenta
Suecia va a ser de las países de la Unión Europea con menores dificultades para
cumplir los objetivos.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 162
Source Swedish Energy Agency
Dados los abundantes recursos hídricos y de biomasa, estas fuentes de energía han
sido las que básicamente han constituido el mix de renovables sueco. En los últimos
años se han introducido nuevos mecanismos de apoyo con las que se ha conseguido
incentivar las inversiones en tecnologías como la eólica, pero su desarrollo sigue siendo
todavía limitado y su capacidad y participación en la producción muy inferior al de la
energía hidráulica y la biomasa.
4.8.1 Capacidad instalada y producción eléctrica
En Suecia, el mecanismo de apoyo establecido para apoyar la producción eléctrica a
partir de fuentes de energía renovables es un sistema de cuotas, en el que los
suministradores tienen que comprar una cantidad determinada de certificados en
relación con sus ventas de electricidad.
Los productores de electricidad a partir de fuentes de energía renovables y a
aquellas centrales que utilicen lodos como combustible recibirán certificados de la
Agencia de la Energía Sueca, que los suministradores comprarán para satisfacer su
cuota de renovables (aunque la nueva directiva establece que la producción a partir de
lodos no contará para los objetivos nacionales obligatorios para 2020).
El sistema de certificados se implantó el 1 de mayo de 2003 y durante lo tres
primeros años hubo excedente de certificados expedidos superaron la demanda, lo que
se tradujo en un excedente de certificados en el mercado (estos se podían cancelar en el
mercado en los años siguientes). Sin embargo, en 2006 se produjo un cambio de
tendencia y la demanda superó ligeramente la oferta, disminuyendo los excedentes
acumulados. Esta tendencia se mantuvo en 2007, pero todavía sigue habiendo
excedentes acumulados.
La variación del precio del mercado no ha estado tan correlacionada con la relación
oferta/demanda como correspondería a un mercado competitivo como se puede
observar en las siguientes figuras.
Source Swedish Energy Agency
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 164
A pesar de los abundantes recursos hidráulicos, la tecnología renovable
predominante en Suecia en cuanto a número de certificados es la biomasa ya que
solamente la mini hidráulica y nuevas instalaciones de gran hidráulica reciben
certificados. También reciben certificados las plantas que emplean lodos como
combustible pero en la actual directiva europea no se considera esta forma de producir
energía como renovable y por tanto la producción no contará a efecto del
cumplimiento de los objetivos.
En cuanto a capacidad instalada, la energía eólica y la biomasa son las que han
experimentado un mayor crecimiento en los últimos años, pero dado el elevado
desarrollo que ya tenía la biomasa en 2003, el peso de ésta en el mix sigue siendo
mucho mayor. En 2007 había más de 3600 MW instalados de biomasa frente a 831 MW
eólicos.
Installed capacity (elec.) for plantas allocated one or more certificates
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2003 2004 2005 2006 2007
MW
SolarWindHydroBiofuels, peat
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 166
Electricity production (elec.) for plantas allocated one or more certificates
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
2003 2004 2005 2006 2007
GW
h
SolarWindHydroPeatBiofuels
Source Swedish Energy Agency
4.8.1.1 Energía eólica onshore
Suecia siempre había tenido una producción de renovables importante, dados los
abundantes recursos hídrico y de biomasa. Sin embargo en 2003 el desarrollo de la
energía eólica era muy limitado y había únicamente 401 MW instalados. Con el sistema
de cuotas, que entró en vigor en 2003, se ha conseguido doblar esta capacidad, pero la
potencia eólica instalada sigue siendo muy inferior a la de los países punteros en esta
tecnología como Alemania, España o Dinamarca.
En 2008 se ha superado la barrera de los 1000 MW, llegando a los 1021 MW.
Actualmente, es el noveno país de la Unión Europea en potencia instalada.
401472 530 583
831
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2003 2004 2005 2006 2007
Installed capacity (MW)
456
865 939 988
1432
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
2003 2004 2005 2006 2007
Electricity production (GWh)
Source Swedish Energy Agency
4.8.1.2 Energía eólica offshore
Aunque en energía eólica onshore no se encuentra entre los países punteros a nivel
europea, en cuanto a la energía offshore es el tercer país de la Unión Europea, por
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 168
detrás de Dinamarca y Reino Unido, en potencia instalada con 233,3 MW y 30 MW en
construcción.
4.8.1.3 Energía solar fotovoltaica
En 2008 los niveles de radiación solar en Suecia estuvieron por debajo de los 1000
kWh/m2 en 2008 mientras en España o Italia la radiación media supera 1500 kWh/m2.
Estos bajos niveles de radiación solar en Suecia (menos) frente a los abundantes
recursos hidráulicos y de biomasa han hecho que, tradicionalmente, las inversiones se
hayan orientado más hacia estas formas de energía y que el desarrollo de la energía
solar fotovoltaica haya sido muy escaso como puede observarse en las siguientes
figuras.
Además el sistema de cuotas establecido en 2003 incentiva, como ya se ha
comentado anteriormente, las tecnologías más competitivas y el nivel de costes de la
solar fotovoltaica todavía es muy superior al de la eólica.
En 2007 la potencia fotovoltaica instalada era únicamente de 0,043 MW y la
producción eléctrica de 0,019 GWh.
0,008 0,008 0,011
0,0360,043
0
0,005
0,01
0,015
0,02
0,025
0,03
0,035
0,04
0,045
2003 2004 2005 2006 2007
Installed capacity (MW)
Source European Photovoltaic Industry Association
0,0040,006 0,005
0,02 0,019
0
0,002
0,004
0,006
0,008
0,01
0,012
0,014
0,016
0,018
0,02
2003 2004 2005 2006 2007
Electricity production (GWh)
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 170
4.8.1.4 Biomasa
Desde que se implantó el sistema de cuotas, la capacidad instalada de planta de
biomasa se ha incrementado en 519 MW, produciéndose los mayores incrementos entre
2004 Y 2006.
Según establece la nueva directiva europea la producción de lodos, que en Suecia en
2007, alcanzó los 580 GWh no podrá contar a efectos del cumplimiento de los objetivos.
3157 3185
3424
3643 3676
2800
2900
3000
3100
3200
3300
3400
3500
3600
3700
2003 2004 2005 2006 2007
Installed capacity (MW) for plants allocated one or more certificates
Source Swedish Energy Agency
Biofuels y lodos
4218
7671 7926 8594 9049
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2003 2004 2005 2006 2007
Electricity production (GWh) for plants allocated one or more certificates
545634
556 580
0
100
200
300
400
500
600
700
2003 2004 2005 2006 2007
Electricity production (GWh) for plants allocated one or more certificates
Source Swedish Energy Agency
Los biofuels más empleado en las plantas de generación son los residuos forestales e
industriales, que constituyen el 89% del total.
Lodos
Biofuels
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 172
4.8.1.5 Energía hidráulica
En 2007 la producción hidráulica total fue de 66 TWh, de los que únicamente 2,195
TWh recibieron certificados y, por tanto, ingresos extra además del precio de mercado,
ya que únicamente se pueden acoger a este mecanismo de apoyo la mini hidráulica y
las nuevas instalaciones de gran hidráulica.
Desde que entro en vigor el sistema de cuotas con certificados se han instalado 67
nuevos MW hidráulicos, un crecimiento menor que el la biomasa o la eólica, que se
incrementaron en 519 MW y 430 MW, respectivamente.
491504
517
540558
440
460
480
500
520
540
560
2003 2004 2005 2006 2007
Installed capacity (MW) for plants allocated one or more certificates
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 174
964
1968 17992019 2195
0
500
1000
1500
2000
2500
2003 2004 2005 2006 2007
Electricity production (GWh) for plants allocated one or more certificates
Source Swedish Energy Agency
4.8.2 Retribución
Desde la puesta en marcha del sistema de certificados el precio se ha mantenido
alrededor de los 200 SEK/MWh (18,73 euros/MWh) y no ha sido especialmente
sensible a las variaciones de la oferta y a la demanda aunque desde mediados de 2006 y
coincidiendo con un periodo de aumento de la demanda con respecto a la oferta, el
precio está aumentando ligeramente. Sin embargo, dada la abundancia del recurso
hídrico en Suecia, el precio del certificado es mucho menor en otros países con un
sistema similar como Italia o Inglaterra, así como también claramente menor a la
retribución media por MWh existente en países como España o Alemania.
En 2007, el sistema de certificados supuso un coste total para los consumidores de
3800 millones de SEK (356 millones de euros). De esta cantidad un 73,4%, es decir 261
millones de euros fueron ingresos para los productores mientras que el resto
correspondieron a impuestos y otros costes.
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 176
4 Evolución de la capacidad instalada y la energía generada a partir de fuentes renovables en España y Europa 178
Capítulo 5Estudio de costes de las energías
renovables
5 Estudio de costes de las energías renovables
5.1 Estimación del sobrecoste que supone la energía eólica para el sistema
comparada con los ciclos combinados
En este apartado se va a realizar un cálculo aproximado del coste extra que supone
para el sistema la energía eólica comparada con los ciclos combinados. Para ello se va a
estimar el coste que hubiera supuesto para el sistema el que toda la energía eléctrica
generada a partir de recursos eólicos se hubiera producido mediante ciclos
combinados, ya que esta hubiera sido la tecnología alternativa.
Se comparará el valor obtenido con la retribución total percibida por las
instalaciones eólicas desde 2004 a 2008. El siguiente cuadro muestra la retribución total
en los distintos años, que en 2008 ascendió a 3.157.146 miles de euros. A pesar de que
la producción en este último año se ha incrementado a un ritmo similar al de años
anteriores, el incremento de la retribución ha sido mucho mayor, debido a que los
precios casados en el mercado fue significativamente más elevados en 2008 que en
2007.
Producción GWh
Retribución ventas a tarifa
miles €
Retribución ventas en el mercado
miles €
Retribución total miles €
2004 16.087 983.570 29.460 1.013.031
2005 21.190 544.858 1.311.607 1.856.465
2006 23.168 106.739 1.996.944 2.103.682
2007 27.474 110.268 2.036.448 2.146.716
2008 31.355 141.576 3.015.570 3.157.146
Energía eólica
Una vez conocidos los costes que supone la energía eólica para el sistema y la
producción eólica, se van a estimar el coste que tendría el que ésta energía se generara
con ciclos combinados. Este coste tendrá dos componentes:
5 Estudio de costes de las energías renovables 180
Por un lado, los ingresos de los ciclos combinados por garantía de potencia
(€/MW).
Por otro, los ingresos de los mercados diario e intradiario así como los
procedentes de los servicios complementarios (€/MWh).
La retribución total por cada uno de estos conceptos de los ciclos combinados desde
2004 a 2008 aparece detallada en el siguiente cuadro:
2004 2005 2006 2007 2008
Potencia inst. a 31 dic (MW) 8.233 12.224 15.500 20.958 21.667
Energía Total (MWh) 28.052.284 45.352.031 62.118.426 66.537.445 89.098.296
Ingresos Mercado diario
(€)627.349.311 2.466.421.851 2.540.841.351 2.813.539.692 5.698.000.091
Ingresos Mercado
intradiario (€)166.282.601 130.553.088 199.716.154 234.879.952 314.520.698
Ingresos Servicios
complem. (€)127.641.127 78.262.286 1.105.781.597 244.469.104 327.361.244
Pagos por capacidad
(€)106.293.342 171.961.330 262.702.000 374.158.315 426.250.000
Ingresos Total (€) 1.027.566.380 2.847.198.555 4.109.041.101 3.667.047.063 6.766.132.033
Ciclos combinados
Con estos datos se va a estimar un precio del MW y del MWh para los ciclos
combinados en cada año.
Año Energía Total (MWh)
Ingresos mercados y servicios
complementarios (€)€/MWh
2004 28.052.284 921.273.038 32,84
2005 45.352.031 2.675.237.225 58,99
2006 62.118.426 3.846.339.101 61,92
2007 66.537.445 3.292.888.748 49,49
2008 89.098.296 6.339.882.033 71,16
Año Potencia Instalada a 31 dic (MW)
Pagos por capacidad
(€)€/MW
2004 8.233 106.293.342 12.911
2005 12.224 171.961.330 14.068
2006 15.500 262.702.000 16.949
2007 20.958 374.158.315 17.853
2008 21.667 426.250.000 19.673
Una vez conocidos los costes unitarios así como la producción y la potencia
instalada de ciclos combinados que será necesaria para cubrir dicha producción
(suponiendo 5000 horas de funcionamiento anuales), se calculan los costes totales por
la energía vendida vendida en el mercado así como los de garantía de potencia.
5 Estudio de costes de las energías renovables 182
2004 2005 2006 2007 2008
GWh 16.087 21.190 23.168 27.474 31.355
€/MWh 32,84 58,99 61,92 49,49 71,16
C Variables según ingresos mercado miles de € 528318 1249961 1434550 1359668 2231083
MW CCGT necesarios (5.000 h) 3217 4238 4634 5495 6271€/MW 12911 14068 16949 17853 19673
Garantía de potencia miles de € 41539 59618 78533 98097 123367
El coste total que hubiera supuesto para el sistema producir con ciclos combinados
será la suma de ambas componentes y en 2008 hubiera ascendido a 2.354.450 miles de
euros frente a los 3.157.146 que costó al sistema producir esa energía en parques
eólicos.
2004 2005 2006 2007 2008GWh 16.087 21.190 23.168 27.474 31.355MW CCGT necesarios 3.217 4.238 4.634 5.495 6.271
Costes Variables según ingresos mercado 528.318 1.249.961 1.434.550 1.359.664 2.231.083Garantía de potencia 41.539 59.618 78.533 98.097 123.367Coste total CCGT 569.856 1.309.579 1.513.083 1.457.761 2.354.450
Coste total de la energía eólica 1.013.031 1.856.465 2.103.682 2.146.716 3.157.146
SOBRECOSTE EÓLICA (miles €) 443.174 546.886 590.600 688.955 802.695
COMPARACIÓN DE COSTES PARA EL SISTEMA: EÓLICA vs CCGT
Desde 2004 este sobrecoste de la energía eólica ha ido en aumento hasta alcanzar en
2008 los 802.695 miles de euros. Si continúa esta tendencia, en 2009 este sobrecoste será
más del doble del de 2004.
Este estudio se ha realizado considerando que, al producir esta energía con ciclos
combinados, el precio del mercado no se vería afectado. Esto no es estrictamente cierto,
sin embargo, los resultados obtenidos no variarían significativamente ya que la
tecnología marginales son los ciclos combinados, haya energía eólica casada o no, y por
tanto el precio del mercado no será sustancialmente distinto.
5 Estudio de costes de las energías renovables 184
5.2 Estudio de rentabilidad de las instalaciones eólicas offshore en España
Actualmente hay instalados en Europa 1471 MW de potencia eólica offshore, la
mayoría en Reino Unido y Dinamarca, como puede verse en el siguiente cuadro.
España, a pesar de ser el tercer país del mundo en potencia eólica instalada, no
cuenta con ninguna instalación offshore. El marco legal de apoyo a las renovables
también establece primas para este tipo de instalaciones, sin embargo, los mayores
costes de inversión y conexión a la red y las barreras administrativas han dificultado el
desarrollo de esta tecnología.
En este capítulo se va a analizar si las primas establecidas en el Real Decreto
661/2007 son suficientes para cubrir los costes en los emplazamientos más atractivos
según el reciente mapa eólico marino para la instalación de parques offshore en
España, aprobado conjuntamente por los Ministerios de Medio Ambiente, Medio Rural
y Marino e Industria, Turismo y Comercio.
La autorización de los parques eólicos marinos está regulada mediante el Real
Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento
administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones
de generación eléctrica en el mar territorial.
Este Real Decreto establece que las instalaciones de generación eólicas marinas que
se pretenda ubicar en el mar territorial tendrán una potencia instalada mínima superior
a 50 MW y contempla un procedimiento en concurrencia para las mismas.
Una vez que un promotor realice una solicitud para la implantación de un parque
eólico en una zona determinada, se realizará la apertura de un procedimiento de
concurrencia para esa área concreta. Además de la documentación técnica relativa a los
proyectos, los promotores realizarán una oferta de retribución a la baja respecto a la
prima de referencia contemplada en el real decreto que regula el régimen especial.
5 Estudio de costes de las energías renovables 186
En este apartado se va a realizar un estudio a 25 años, considerando distintas
hipótesis, para estimar las ofertas que podrán presentar los promotores de este tipo de
instalaciones para que éstas sean rentables. Para ello se calcularán la Tasa Interna de
Rentabilidad y el Valor actual Neto, en los distintos escenarios y para distintas ofertas.
5.2.1 Retribución
El objetivo establecido en el PER para 2010 es alcanzar los 20.155 MW incluida off-
shore y on-shore. En 2008 la capacidad eólica on-shore era de 14.836 MW.
El Real Decreto 661/2007 establece, en el artículo 38, las siguientes primas para la
energía eólica off-shore:
Prima: 8,43 cent€/kWh. Esta será la máxima prima que podrán percibir ya que
los promotores presentarán ofertas a la baja.
Límite superior: 16,40 cent€/kWh. El precio casado en el mercado más la prima
no podrá superar este límite.
Estos valores se actualizarán en base a IPC-X donde X es 0,25 hasta el año 2012 y 0,5
a partir de entonces.
Por tanto una instalación offshore percibirá por cada kWh producido la prima (la
oferta a la baja que haya presentado) más el precio de mercado. En este estudio se va a
considerar tres escenarios de precios de mercado, teniendo en cuenta datos históricos.
El siguiente gráfico muestra el precio medio anual de la energía casada en el
mercado eléctrico español.
Precio medio anual del mercado diario en España
0
1
2
3
4
5
6
7
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
HastaA
bril 2
009
Cen
t.Eur
o/kW
h
Fuente OMEL
Los escenarios de precios de mercado que se van a considerar serán los siguientes y
se actualizarán anualmente con el IPC.
Bajo Medio Alto Precio de mercado €/MWh
40,00 55,00 70,00
Para calcular la producción eléctrica se van a considerar 3500 horas de utilización
para un parque eólico offshore de 60 MW situado a no más de 15 km de la costa.
5 Estudio de costes de las energías renovables 188
5.2.2 Costes
Se pueden distinguir dos tipos de parques offshore: los situados en profundidades
de entre treinta y cuarenta metros, y los que están en fondos marinos más profundos,
en alta mar, que requieren de mayor complejidad en su instalación.
Este último caso es el que caracteriza a la costa española, con profundidades de
sesenta metros a sólo diez kilómetros de la costa. En estas circunstancias, sólo existe un
molino puesto en marcha en mayo de 2009 en el mar de Noruega. Esta es una de las
razones que explicaría el que España, a pesar de ser el segundo país de la Unión
Europea en potencia eólica onshore, todavía no cuente con ningún parque marino.
Para impulsar el desarrollo de esta tecnología en España, más de 50 compañías
forman parte del el proyecto Eolia, que está acogido al programa Cenit, del Ministerio
de Ciencia e Innovación. Este proyecto estudia la implantación de aerogeneradores en
aguas profundas.
Los costes de inversión estimados en España, como se pude ver en el siguiente
cuadro, rondarían los 3 millones de euros.
Esta inversión se financiaría un 80% con capital ajeno con un crédito a 15 años y un
20% con capital propio. Se van a considerar tres escenarios para el interés de la deuda y
se van a calcular la tasa interna de rentabilidad y el valor actual neto con una tasa de
descuento del 10%. Esta tasa de descuento se ha calculado tomando el interés libre de
riesgo equivalente a las obligaciones a 10 años del tesoro , que en estos momentos
ronda el 4%, y una prima de riesgo del 6%, valor razonable extraído de estudios
financieros de la empresa Gamesa.
Interés libre de riesgo Rf equivalente a las
obligaciones a 10 años del tesoro
4%
Prima de riesgo 6%
Tasa de descuento 10%
Bajo Medio Alto
Interés deuda 3,0% 3,5% 4,0%
Además del coste de inversión, la instalación tendrá unos costes de operación y
mantenimiento, que según la asociación europea de la energía eólica EWEA, son, en los
parques que están ya en funcionamiento en Europa, de 16 €/MWh. Se espera que este
coste se reduzca en los próximos años pero en este estudio se va a adoptar una
posición conservadora y se va a considerar este valor para el cálculo de los flujos de
caja.
5 Estudio de costes de las energías renovables 190
5.2.3 Resultados
En este apartado se van a detallar los resultados del estudio económico de una
instalación eólica offshore de 60 MW, suponiendo una vida útil de 25 años. En concreto
se va a analizar la rentabilidad de la inversión, calculándose el TIR y el VAN, con una
tasa de descuento del 10%.
El siguiente cuadro resume las características y costes estimados de la instalación.
Potencia(MW) 60 MW
Horas de utilización 3500
Coste inversión 3millones€/MW
Inversión total 180.000.000 €
Capital propio 20%
Deuda 80%
Coste O&M 16 €/MWh
IPC 2%
Con respectos al interés del capital ajeno se considerarán tres escenarios: 3%, 3,5% y
4%, haciéndose un estudio de la sensibilidad de la tasa interna de rentabilidad a este
parámetro.
Los ingresos procederán de la venta de la energía al precio casado en el mercado
más la prima. Con respecto al precio de mercado se van a considerar tres escenarios de
precios.
Precios de mercado bajos 40 €/MWh.
Precios de mercado medios 50 €/MWh.
Precios de mercado altos 65 €/MWh.
Pero los ingresos no sólo dependerán del precio del mercado, sino también de la
prima ofertada por el promotor, ya que este tipo de instalaciones se otorgarán
mediante un procedimiento de concurrencia a la baja, como ya se ha comentado
anteriormente. Por ello, también se va a realzar un estudio de la sensibilidad de la tasa
interna de rentabilidad al descuento que presente el promotor en la subasta, estimando
la oferta mínima que podrá hacer para que dicha tasa de rentabilidad sea superior al
10%.
5.2.3.1 Precio de mercado bajo
La siguiente tabla muestra el beneficio bruto y el beneficio bruto acumulado,
considernado que el promotor ha presentado una oferta del 5% respecto a la prima de
referencia y unos interés del capital ajeno del 3,5%.
5 Estudio de costes de las energías renovables 192
Año
Prim
a of
erta
da
actu
aliza
da
con
el IP
C-X
(€/M
Wh)
Prec
io d
el
mer
cado
ac
tual
izado
co
n el
IPC
(€/M
Wh)
Prec
io to
tal
(€/M
Wh)
Lím
ite
supe
rior
actu
aliza
do
(€/M
Wh)
Prec
io fi
nal
(€/M
Wh)
Ener
gía
gene
rada
(M
Wh)
In
gres
os
(€)
Cost
es d
e ex
plot
ació
n (€
)
Inte
rese
s 3,
5% s
obre
sa
ldo
vivo
de
la d
euda
Amor
tizac
ión
(€ )
Bene
ficio
bru
toBe
nefic
io b
ruto
ac
umul
ado
2010
80,0
940
,00
120,
0916
4,00
120,
0921
0000
,00
2521
7850
,00
3360
000,
0053
7600
096
0000
068
8185
0,00
6881
850,
0020
1181
,49
40,8
012
2,29
166,
8712
2,29
2100
00,0
025
6801
62,3
834
2720
0,00
4992
000
9600
000
7660
962,
3814
5428
12,3
820
1282
,91
41,6
212
4,53
169,
7912
4,53
2100
00,0
026
1509
85,2
234
9574
4,00
4608
000
9600
000
8447
241,
2222
9900
53,5
920
1384
,16
42,4
512
6,60
172,
3412
6,60
2100
00,0
026
5869
46,7
935
6565
8,88
4224
000
9600
000
9197
287,
9132
1873
41,5
120
1485
,42
43,3
012
8,72
174,
9212
8,72
2100
00,0
027
0303
21,7
336
3697
2,06
3840
000
9600
000
9953
349,
6842
1406
91,1
820
1586
,70
44,1
613
0,86
177,
5513
0,86
2100
00,0
027
4812
38,7
137
0971
1,50
3456
000
9600
000
1071
5527
,21
5285
6218
,39
2016
88,0
045
,05
133,
0518
0,21
133,
0521
0000
,00
2793
9828
,68
3783
905,
7330
7200
096
0000
011
4839
22,9
664
3401
41,3
520
1789
,32
45,9
513
5,27
182,
9113
5,27
2100
00,0
028
4062
24,9
438
5958
3,84
2688
000
9600
000
1225
8641
,09
7659
8782
,44
2018
90,6
646
,87
137,
5318
5,66
137,
5321
0000
,00
2888
0563
,11
3936
775,
5223
0400
096
0000
013
0397
87,5
989
6385
70,0
320
1992
,02
47,8
013
9,82
188,
4413
9,82
2100
00,0
029
3629
81,2
540
1551
1,03
1920
000
9600
000
1382
7470
,22
1034
6604
0,25
2020
93,4
048
,76
142,
1619
1,27
142,
1621
0000
,00
2985
3619
,85
4095
821,
2515
3600
096
0000
014
6217
98,6
011
8087
838,
8520
2194
,80
49,7
314
4,54
194,
1414
4,54
2100
00,0
030
3526
21,9
241
7773
7,68
1152
000
9600
000
1542
2884
,24
1335
1072
3,09
2022
96,2
250
,73
146,
9519
7,05
146,
9521
0000
,00
3086
0132
,97
4261
292,
4376
8000
9600
000
1623
0840
,54
1497
4156
3,63
2023
97,6
751
,74
149,
4120
0,00
149,
4121
0000
,00
3137
6301
,12
4346
518,
2838
4000
9600
000
1704
5782
,84
1667
8734
6,47
2024
99,1
352
,78
151,
9120
3,00
151,
9121
0000
,00
3190
1277
,11
4433
448,
6496
0000
017
8678
28,4
718
4655
174,
9420
2510
0,62
53,8
315
4,45
206,
0515
4,45
2100
00,0
032
4352
14,3
845
2211
7,62
9000
000
1891
3096
,76
2035
6827
1,70
2026
102,
1354
,91
157,
0420
9,14
157,
0421
0000
,00
3297
8269
,06
4612
559,
9790
0000
019
3657
09,0
922
2933
980,
7920
2710
3,66
56,0
115
9,67
212,
2815
9,67
2100
00,0
033
5306
00,1
047
0481
1,17
9000
000
1982
5788
,93
2427
5976
9,73
2028
105,
2157
,13
162,
3421
5,46
162,
3421
0000
,00
3409
2369
,24
4798
907,
3990
0000
020
2934
61,8
526
3053
231,
5720
2910
6,79
58,2
716
5,07
218,
6916
5,07
2100
00,0
034
6637
41,1
248
9488
5,54
9000
000
2076
8855
,58
2838
2208
7,16
2030
108,
3959
,44
167,
8322
1,97
167,
8321
0000
,00
3524
4883
,31
4992
783,
2530
2521
00,0
631
4074
187,
2120
3111
0,02
60,6
317
0,65
225,
3017
0,65
2100
00,0
035
8359
66,3
550
9263
8,92
3074
3327
,43
3448
1751
4,65
2032
111,
6761
,84
173,
5122
8,68
173,
5121
0000
,00
3643
7163
,83
5194
491,
6931
2426
72,1
437
6060
186,
7820
3311
3,35
63,0
817
6,42
232,
1117
6,42
2100
00,0
037
0486
52,4
352
9838
1,53
3175
0270
,91
4078
1045
7,69
2034
115,
0564
,34
179,
3823
5,59
179,
3821
0000
,00
3767
0611
,99
5404
349,
1632
2662
62,8
344
0076
720,
52
El análisis de sensibilidad se ha realizado considerando varios escenarios de tipos
de interés del capital ajeno así como de descuentos ofertados por el promotor respecto
a la prima de referencia, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación.
3 3,5 4
TIR (%) 12,19 11,98 11,78
VAN (euros) 32.281.696 29.387.159 26.492.623
TIR (%) 11,64 11,44 11,23
VAN (euros) 24.047.453 21.152.916 18.258.380
TIR (%) 11,09 10,88 10,69
VAN (euros) 15.813.209 12.918.673 10.024.137
TIR (%) 10,52 10,32 10,12
VAN (euros) 7.578.966 4.684.430 1.789.893
TIR (%) 9,95 9,75 9,56
VAN (euros) -655.277 -3.549.814 -6.444.350
Escenario PM 40 €/MWh Interés capital ajeno
Descuento 20%
Descuento 0%
Descuento 5%
Descuento 10%
Descuento 15%
Para descuentos de hasta el 15%, los promotores obtendrían rentabilidades
razonables, sin embargo si éstos ofertarán con un descuento del 20% con respecto a la
prima de referencia, la tasa interna de rentabilidad sería inferior a la deseada y por
tanto no resultaría atractiva dicha inversión.
Por cada 5% que el promotor disminuye el valor de su oferta, la tasa interna de
rentabilidad del proyecto disminuye entre un 0,55 y un 0,58%.
Con respecto a la sensibilidad al interés de la deuda, por cada punto que aumenta el
interés, a rentabilidad disminuye un 0,04%.
3 3,5 4TIR (%) 10 10 10
Descuento máximo 16,52 15,04 13,56
Oferta 67,78 69,25 70,74
Escenario PM 40 €/MWh Interés capital ajeno
5 Estudio de costes de las energías renovables 194
Como se puede observar para ofertas superiores a 67,78 €/MWh los promotores
obtendrían una tasa interna de rentabilidad superior al 10% y recuperarían la inversión
al ser el VAN mayor que cero. Por tanto en un escenario de precios bajo, la mínima
oferta que podría hacer el promotor para obtener una tasa interna de rentabilidad del
10% sería 67,78 €/MWh , es decir, 16,52 €/MWh por debajo de la prima de referencia,
5.2.3.2 Precio de mercado medio
Se ha realizado, partiendo de los mismos supuestos que en el apartado anterior,
pero en este caso con un precio de mercado de 50 €/MWh, el cálculo del beneficio
bruto y beneficio bruto acumulado los mismos parámetros económicos, considerando
que el promotor ha presentado una oferta del 5% respecto a la prima de referencia y
unos interés del capital ajeno del 3,5%.
Año
Prim
a of
erta
da
actu
aliza
da
con
el IP
C-X
(€/M
Wh)
Prec
io d
el
mer
cado
ac
tual
izado
co
n el
IPC
(€/M
Wh)
Prec
io to
tal
(€/M
Wh)
Lím
ite
supe
rior
actu
aliza
do
(€/M
Wh)
Prec
io fi
nal
(€/M
Wh)
Ener
gía
gene
rada
(M
Wh)
In
gres
os
(€)
Cost
es d
e ex
plot
ació
n (€
)
Inte
rese
s 3,
5% s
obre
sa
ldo
vivo
de
la d
euda
Amor
tizac
ión
(€
)Be
nefic
io b
ruto
Bene
ficio
bru
to
acum
ulad
o
2010
80,0
950
,00
130,
0916
4,00
130,
0921
0000
,00
2731
7850
,00
3360
000,
0053
7600
096
0000
089
8185
0,00
8981
850,
0020
1181
,49
51,0
013
2,49
166,
8713
2,49
2100
00,0
027
8221
62,3
834
2720
0,00
4992
000
9600
000
9802
962,
3818
7848
12,3
820
1282
,91
52,0
213
4,93
169,
7913
4,93
2100
00,0
028
3358
25,2
234
9574
4,00
4608
000
9600
000
1063
2081
,22
2941
6893
,59
2013
84,1
653
,06
137,
2217
2,34
137,
2221
0000
,00
2881
5483
,59
3565
658,
8842
2400
096
0000
011
4258
24,7
140
8427
18,3
120
1485
,42
54,1
213
9,54
174,
9213
9,54
2100
00,0
029
3034
29,2
736
3697
2,06
3840
000
9600
000
1222
6457
,21
5306
9175
,52
2015
86,7
055
,20
141,
9017
7,55
141,
9021
0000
,00
2979
9808
,40
3709
711,
5034
5600
096
0000
013
0340
96,9
066
1032
72,4
120
1688
,00
56,3
114
4,31
180,
2114
4,31
2100
00,0
030
3047
69,7
637
8390
5,73
3072
000
9600
000
1384
8864
,04
7995
2136
,45
2017
89,3
257
,43
146,
7518
2,91
146,
7521
0000
,00
3081
8464
,84
3859
583,
8426
8800
096
0000
014
6708
80,9
994
6230
17,4
420
1890
,66
58,5
814
9,24
185,
6614
9,24
2100
00,0
031
3410
47,8
139
3677
5,52
2304
000
9600
000
1550
0272
,29
1101
2328
9,73
2019
92,0
259
,75
151,
7718
8,44
151,
7721
0000
,00
3187
2675
,64
4015
511,
0319
2000
096
0000
016
3371
64,6
112
6460
454,
3420
2093
,40
60,9
515
4,35
191,
2715
4,35
2100
00,0
032
4135
08,1
440
9582
1,25
1536
000
9600
000
1718
1686
,89
1436
4214
1,23
2021
94,8
062
,17
156,
9719
4,14
156,
9721
0000
,00
3296
3707
,97
4177
737,
6811
5200
096
0000
018
0339
70,2
916
1676
111,
5220
2296
,22
63,4
115
9,64
197,
0515
9,64
2100
00,0
033
5234
40,7
442
6129
2,43
7680
0096
0000
018
8941
48,3
118
0570
259,
8320
2397
,67
64,6
816
2,35
200,
0016
2,35
2100
00,0
034
0928
75,0
443
4651
8,28
3840
0096
0000
019
7623
56,7
620
0332
616,
5920
2499
,13
65,9
716
5,11
203,
0016
5,11
2100
00,0
034
6721
82,5
244
3344
8,64
9600
000
2063
8733
,87
2209
7135
0,46
2025
100,
6267
,29
167,
9120
6,05
167,
9121
0000
,00
3526
1537
,89
4522
117,
6290
0000
021
7394
20,2
724
2710
770,
7320
2610
2,13
68,6
417
0,77
209,
1417
0,77
2100
00,0
035
8611
19,0
446
1255
9,97
9000
000
2224
8559
,08
2649
5932
9,81
2027
103,
6670
,01
173,
6721
2,28
173,
6721
0000
,00
3647
1107
,08
4704
811,
1790
0000
022
7662
95,9
128
7725
625,
7220
2810
5,21
71,4
117
6,63
215,
4617
6,63
2100
00,0
037
0916
86,3
647
9890
7,39
9000
000
2329
2778
,97
3110
1840
4,69
2029
106,
7972
,84
179,
6321
8,69
179,
6321
0000
,00
3772
3044
,58
4894
885,
5490
0000
023
8281
59,0
433
4846
563,
7320
3010
8,39
74,3
018
2,69
221,
9718
2,69
2100
00,0
038
3653
72,8
449
9278
3,25
3337
2589
,59
3682
1915
3,32
2031
110,
0275
,78
185,
8022
5,30
185,
8021
0000
,00
3901
8865
,67
5092
638,
9233
9262
26,7
540
2145
380,
0820
3211
1,67
77,3
018
8,97
228,
6818
8,97
2100
00,0
039
6837
21,1
451
9449
1,69
3448
9229
,44
4366
3460
9,52
2033
113,
3578
,84
192,
1923
2,11
192,
1921
0000
,00
4036
0140
,89
5298
381,
5335
0617
59,3
647
1696
368,
8820
3411
5,05
80,4
219
5,47
235,
5919
5,47
2100
00,0
041
0483
30,2
154
0434
9,16
3564
3981
,05
5073
4034
9,94
5 Estudio de costes de las energías renovables 196
El análisis de sensibilidad se ha realizado considerando varios escenarios de tipos
de interés del capital ajeno así como de descuentos ofertados por el promotor respecto
a la prima de referencia, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación.
3 3,5 4
TIR (%) 13,51 13,30 13,09
VAN (euros) 52.531.868 49.637.331 46.742.795
TIR (%) 12,97 12,76 12,56
VAN (euros) 44.297.624 41.403.088 38.508.552
TIR (%) 12,43 12,23 12,02
VAN (euros) 36.063.381 33.168.845 30.274.308
TIR (%) 11,89 11,68 11,48
VAN (euros) 27.829.138 24.934.602 22.040.065
TIR (%) 11,34 11,13 10,93
VAN (euros) 19.594.895 16.700.358 13.805.822
Escenario PM 50 €/MWh Interés capital ajeno
Descuento 20%
Descuento 0%
Descuento 5%
Descuento 10%
Descuento 15%
En un escenario de precios medio, los promotores obtendrían en todos los casos
considerados una tasa interna de rentabilidad superior a la deseada y por tanto dicha
inversión resultaría atractiva, incluso ofertando con un descuento del 20% respecto a la
prima de referencia (para el escenario de precios bajos esta oferta no resultaba
rentable).
Por cada 5% que el promotor disminuye el valor de su oferta, la tasa interna de
rentabilidad del proyecto disminuye entre un 0,54 y un 0,55%. Por tanto en un
escenario de precios medio, como cabía esperar, la sensibilidad a la oferta referida a la
prima que presenten los promotores es menor que en un escenario de precios bajo.
Con respecto a la sensibilidad al interés de la deuda, por cada punto que aumenta el
interés, a rentabilidad disminuye un 0,04%.
3 3,5 4TIR (%) 10 10 10
Descuento máximo 26,89 25,4 23,92
Oferta 57,41 58,89 60,38
Escenario PM 50 €/MWh Interés capital ajeno
Como se puede observar para ofertas superiores a 57,41 €/MWh los promotores
obtendrían una tasa interna de rentabilidad superior al 10% y recuperarían la inversión
al ser el VAN mayor que cero. Por tanto en un escenario de precios bajo, la mínima
oferta que podría hacer el promotor para obtener una tasa interna de rentabilidad del
10% sería 57,41 €/MWh , es decir, 26,89 €/MWh por debajo de la prima de referencia.
5.2.3.3 Precio de mercado alto
Se ha realizado el cálculo del beneficio bruto y beneficio bruto acumulado los
mismos parámetros económicos, partiendo de los mismos supuestos que en los
apartados anteriores, pero en este caso con un precio de mercado de 65 €/MWh,
considerando que el promotor ha presentado una oferta del 5% respecto a la prima de
referencia y unos interés del capital ajeno del 3,5%.
5 Estudio de costes de las energías renovables 198
Año
Prim
a of
erta
da
actu
aliza
da
con
el IP
C-X
(€/M
Wh)
Prec
io d
el
mer
cado
ac
tual
izado
co
n el
IPC
(€/M
Wh)
Prec
io to
tal
(€/M
Wh)
Lím
ite
supe
rior
actu
aliza
do
(€/M
Wh)
Prec
io fi
nal
(€/M
Wh)
Ener
gía
gene
rada
(M
Wh)
In
gres
os
(€)
Cost
es d
e ex
plot
ació
n (€
)
Inte
rese
s 3,
5% s
obre
sa
ldo
vivo
de
la d
euda
Amor
tizac
ión
(€
)Be
nefic
io b
ruto
Bene
ficio
bru
to
acum
ulad
o
2010
80,0
965
,00
145,
0916
4,00
145,
0921
0000
,00
3046
7850
,00
3360
000,
0053
7600
096
0000
012
1318
50,0
012
1318
50,0
020
1181
,49
66,3
014
7,79
166,
8714
7,79
2100
00,0
031
0351
62,3
834
2720
0,00
4992
000
9600
000
1301
5962
,38
2514
7812
,38
2012
82,9
167
,63
150,
5416
9,79
150,
5421
0000
,00
3161
3085
,22
3495
744,
0046
0800
096
0000
013
9093
41,2
239
0571
53,5
920
1384
,16
68,9
815
3,13
172,
3415
3,13
2100
00,0
032
1582
88,7
935
6565
8,88
4224
000
9600
000
1476
8629
,91
5382
5783
,51
2014
85,4
270
,36
155,
7817
4,92
155,
7821
0000
,00
3271
3090
,57
3636
972,
0638
4000
096
0000
015
6361
18,5
269
4619
02,0
220
1586
,70
71,7
715
8,47
177,
5515
8,47
2100
00,0
033
2776
62,9
337
0971
1,50
3456
000
9600
000
1651
1951
,43
8597
3853
,45
2016
88,0
073
,20
161,
2018
0,21
161,
2021
0000
,00
3385
2181
,38
3783
905,
7330
7200
096
0000
017
3962
75,6
610
3370
129,
1120
1789
,32
74,6
616
3,98
182,
9116
3,98
2100
00,0
034
4368
24,6
938
5958
3,84
2688
000
9600
000
1828
9240
,85
1216
5936
9,95
2018
90,6
676
,16
166,
8218
5,66
166,
8221
0000
,00
3503
1774
,86
3936
775,
5223
0400
096
0000
019
1909
99,3
414
0850
369,
2920
1992
,02
77,6
816
9,70
188,
4416
9,70
2100
00,0
035
6372
17,2
340
1551
1,03
1920
000
9600
000
2010
1706
,20
1609
5207
5,49
2020
93,4
079
,23
172,
6319
1,27
172,
6321
0000
,00
3625
3340
,56
4095
821,
2515
3600
096
0000
021
0215
19,3
118
1973
594,
8020
2194
,80
80,8
217
5,62
194,
1417
5,62
2100
00,0
036
8803
37,0
441
7773
7,68
1152
000
9600
000
2195
0599
,36
2039
2419
4,16
2022
96,2
282
,44
178,
6619
7,05
178,
6621
0000
,00
3751
8402
,39
4261
292,
4376
8000
9600
000
2288
9109
,96
2268
1330
4,12
2023
97,6
784
,08
181,
7520
0,00
181,
7521
0000
,00
3816
7735
,93
4346
518,
2838
4000
9600
000
2383
7217
,65
2506
5052
1,77
2024
99,1
385
,77
184,
9020
3,00
184,
9021
0000
,00
3882
8540
,62
4433
448,
6496
0000
024
7950
91,9
827
5445
613,
7520
2510
0,62
87,4
818
8,10
206,
0518
8,10
2100
00,0
039
5010
23,1
545
2211
7,62
9000
000
2597
8905
,54
3014
2451
9,29
2026
102,
1389
,23
191,
3620
9,14
191,
3621
0000
,00
4018
5394
,02
4612
559,
9790
0000
026
5728
34,0
532
7997
353,
3320
2710
3,66
91,0
219
4,68
212,
2819
4,68
2100
00,0
040
8818
67,5
547
0481
1,17
9000
000
2717
7056
,38
3551
7440
9,71
2028
105,
2192
,84
198,
0521
5,46
198,
0521
0000
,00
4159
0662
,04
4798
907,
3990
0000
027
7917
54,6
538
2966
164,
3620
2910
6,79
94,6
920
1,49
218,
6920
1,49
2100
00,0
042
3119
99,7
848
9488
5,54
9000
000
2841
7114
,24
4113
8327
8,60
2030
108,
3996
,59
204,
9822
1,97
204,
9821
0000
,00
4304
6107
,14
4992
783,
2538
0533
23,8
944
9436
602,
4920
3111
0,02
98,5
220
8,54
225,
3020
8,54
2100
00,0
043
7932
14,6
550
9263
8,92
3870
0575
,74
4881
3717
8,23
2032
111,
6710
0,49
212,
1622
8,68
212,
1621
0000
,00
4455
3557
,10
5194
491,
6939
3590
65,4
152
7496
243,
6320
3311
3,35
102,
5021
5,84
232,
1121
5,84
2100
00,0
045
3273
73,5
752
9838
1,53
4002
8992
,04
5675
2523
5,67
2034
115,
0510
4,55
219,
5923
5,59
219,
5921
0000
,00
4611
4907
,55
5404
349,
1640
7105
58,3
960
8235
794,
07
El análisis de sensibilidad se ha realizado considerando varios escenarios de tipos
de interés del capital ajeno así como de descuentos ofertados por el promotor respecto
a la prima de referencia, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación.
3 3,5 4
TIR (%) 15,43 15,21 14,99
VAN (euros) 82.907.126 80.012.589 77.118.053
TIR (%) 14,91 14,69 14,48
VAN (euros) 74.672.882 71.778.346 68.883.810
TIR (%) 14,39 14,17 13,96
VAN (euros) 66.438.639 63.544.103 60.649.566
TIR (%) 13,86 13,65 13,44
VAN (euros) 58.204.396 55.309.859 52.415.323
TIR (%) 13,33 13,12 12,91
VAN (euros) 49.970.153 47.075.616 44.181.080
Escenario PM 65 €/MWh Interés capital ajeno
Descuento 20%
Descuento 0%
Descuento 5%
Descuento 10%
Descuento 15%
En un escenario de precios medio, los promotores obtendrían en todos los casos
considerados una tasa interna de rentabilidad superior a la deseada y por tanto dicha
inversión resultaría atractiva, incluso ofertando con un descuento del 20% respecto a la
prima de referencia (para el escenario de precios bajos esta oferta no resultaba
rentable). En los casos más favorables, se podrían llegar a obtener rentabilidades de
hasta el 15%.
Por cada 5% que el promotor disminuye el valor de su oferta, la tasa interna de
rentabilidad del proyecto disminuye entre un 0,52 y un 0,53%. Por tanto en un
escenario de precios alto, como cabía esperar, la sensibilidad a la oferta referida a la
prima que presenten los promotores es ligeramente menor que en un escenario de
precios medio.
Con respecto a la sensibilidad al interés de la deuda, por cada punto que aumenta el
interés, a rentabilidad disminuye un 0,04%.
5 Estudio de costes de las energías renovables 200
3 3,5 4TIR (%) 10 10 10
Descuento máximo 42,43 40,95 39,47
Oferta 41,87 43,35 44,83
Escenario PM 65 €/MWh Interés capital ajeno
Como se puede observar para ofertas superiores a 41,87 €/MWh los promotores
obtendrían una tasa interna de rentabilidad superior al 10% y recuperarían la inversión
al ser el VAN mayor que cero. Por tanto en un escenario de precios alto, la mínima
oferta que podría hacer el promotor para obtener una tasa interna de rentabilidad del
10% sería 41,87 €/MWh , es decir, 42,43 €/MWh por debajo de la prima de referencia.
Esto es casi un 50% de la prima de referencia.
Oferta mínima (€/MWh)
Prima de referencia (€/MWh)
Escenario PM 40 €/MWh 67,78
Escenario PM 50 €/MWh 57,41
Escenario PM 65 €/MWh 41,87
84,3
Por tanto por cada euro que aumenta el precio del MWh en el mercado, el promotor
podrá presentar una oferta 1,04 €/MWh menor y la rentabilidad seguirá siendo del
10%.
5.3 Estimación del coste del cumplimiento del objetivo de 2020 en España
En este apartado se va a analizar el sobrecoste que supondrá para el sistema
eléctrico el cumplimiento de los objetivos de energías renovables en 2020.
Para ello se va a estimar la producción de régimen especial tomando como
referencia datos de potencia instalada para 2013 y 2020 extraídos de la prospectiva
realizada por UNESA. Esta producción se valorará al precio del sobrecoste unitario
(retribución total menos el precio medio de liquidación en el mercado) estimado para
cada tecnología, para obtener así el sobrecoste total.
Por tanto en este análisis se va a obtener básicamente el sobrecoste derivado del
sistema de primas y tarifas reguladas, ya que para estimar el impacto económico total
de los objetivos de 2020 habría que añadir también aquellos costes derivados de la
integración en la redes de esta energía.
5.3.1 Potencia instalada: prospectiva UNESA
UNESA ha realizado una prospectiva a 2020 y se han tomado los datos de potencia
instalada de este estudio como base para el cálculo de la producción eléctrica del
régimen especial de aquí a 2020.
Para 2008 se toman los datos reales de potencia instalada y el estudio de UNESA
proporciona estimaciones para 2013 y 2020. En los años restantes se va a considerar
una variación lineal de la producción.
Se ha introducido correcciones en dos tecnologías con respecto a los datos de
UNESA: solar fotovoltaica y solar termoeléctrica. Con respecto a la fotovoltaica,
UNESA estima una capacidad instalada de 1300 MW en 2020 cuando ya en 2008 se
alcanzaron los 3.342 MW. Por ello en este análisis se ha partido de esta cifra de 2008 y
se ha considerado un crecimiento conforme a los cupos anuales establecidos por el RD
1578/2008: 500 MW en 2009 y 2010 y 400 MW en los años siguientes. Parece razonable
pensar que se vayan a cubrir dichos cupos ya que, como se ha visto en las dos
primeras convocatorias, a pesar del nuevo sistema retributivo, la demanda continua
siendo muy elevada y, además, los costes de esta tecnología, conforme se vaya
desarrollando, tenderán a bajar.
5 Estudio de costes de las energías renovables 202
Con respecto a la termoeléctrica el estudio de UNESA prevé 500MW de potencia
instalada en 2020. Sin embargo, según datos de 2009 presentados en la Feria
Internacional de Energía y Medio Ambiente, 50 MW en explotación, 350 MW en
construcción por lo que se espera que en 2011 haya 400 MW instalados.
Fuente GENERA’09, Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente
Por tanto teniendo en cuenta estos datos se ha supuesto un crecimiento de 100 MW
anuales hasta alcanzar en 2020 los 1250 MW. Este escenario es conservador con
respecto a datos estimados del Ministerio que, como veremos más adelante, prevé un
desarrollo aún mayor de esta tecnología.
Considerando las hipótesis anteriores, los datos estimados de potencia instalada de
aquí a 2020 se muestran en el siguiente gráfico.
Potencia instalada RE
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tratamiento de residuosResiduosBiomasaHidráulica REEólica offshoreEólico onshoreSolar termoeléctricaSolar fotovoltaicaCogeneración
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
6.168 6.714 7.261 7.807 8.354 8900 8.929 8.957 8.986 9.014 9.043 9.071 9100
3342 3842 4342 4742 5142 5542 5942 6342 6742 7142 7542 7942 8342
50 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1.050 1.150 1250
15709 17.067 18.425 19.784 21.142 22500 23.750 25.000 26.250 27.500 28.750 30.000 31250
0 0 0 0 0 0 714 1.429 2.143 2.857 3.571 4.286 5000
1965 2.012 2.059 2.105 2.152 2199 2.199 2.199 2.199 2.199 2.199 2.199 2199
582 920 1.259 1.597 1.936 2274 2.274 2.274 2.274 2.274 2.274 2.274 2274
569 569 569 569 569 569 569 569 569 569 569 569 569
527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527
Residuos
Tratamiento de residuos
Eólica onshore
Eólica offshore
Hidroeléctrica RE
Biomasa
Potencia Instalada MW
Cogeneración
Solar fotovoltaica
Solar termoeléctrica
Como se puede observar, la eólica y la solar son las tecnologías que se espera
experimenten un mayor crecimiento.
5 Estudio de costes de las energías renovables 204
5.3.2 Horas de utilización
Se han estimado las siguientes horas de utilización para las distintas tecnologías de
régimen especial.
Horas de utilización
3200
Fija 1250
Seguidor 1687,5
Media Horas de funcionamiento 70% fija 30%
seguidor
1381,25
3600
2140
3500
2542
4000
4500
5500Tratamiento de residuos
Eólica offshore
Hidráulica RE
Biomasa
Residuos
Solar fotovoltaica
Cogeneración
Solar termoeléctrica
Eólica onshore
A continuación se fundamentará el porque se han considerado estas horas de
utilización.
En lo que respecta a la energía solar fotovoltaica, se han tomado 1250 horas que
sería el caso más probable en el centro de España para una instalación fija, según datos
de ASIF (Asociación de la Industria Fotovoltaica). Aunque actualmente la mayoría de
las instalaciones se encuentran en el sur de España parece razonable tomar este valor,
ya que a medida que se vayan ocupando los enclaves del sur que son, lógicamente los
más atractivos, aumentarán las instalaciones en el centro y el norte de España.
Fuente Asif
La producción eléctrica que se obtiene en una instalación con seguidor es
aproximadamente un 35% mayor que la de una instalación fija. Considerando que en
el parque de generación fotovoltaica un 30% de las instalaciones sean con seguidor, se
obtienen 1.381,25 horas medias de utilización de las instalaciones fotovoltaicas.
Las instalaciones termoeléctricas tienen aproximadamente 3600 horas de utilización,
según datos presentados en la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, que
tuvo lugar en mayo de 2009.
En lo que respecta a la tecnología eólica terrestre, estas instalaciones tienen un factor
de utilización del 24,4%, según datos de Red Eléctrica de España. Esto supone 2.140
horas de utilización. En las instalaciones marinas, al no haberse puesto todavía en
marcha ningún instalación en España pero parece razonable considerar según datos
del proyecto Eolia y la experiencia acumulada en otros países que se puedan alcanzar
las 3.500 horas de funcionamiento.
La capacidad instalada hidráulica no ha experimentado un crecimiento significativo
y por tanto las horas de utilización en cada año han dependido básicamente de la
hidraulicidad. Por tantopara esta tecnología se van a considerar 2542 horas de
utilización (media histórica desde 1990 hasta el año 2008).
5 Estudio de costes de las energías renovables 206
Hodráulica RE
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Hora
s de
util
izac
ión
Hodráulica RE
En lo que respecta a cogeneración, residuos y tratamiento de residuos, observando el
histórico de horas de utilización parece razonable considerar 3200 horas, 4500 horas y
5500 horas, respectivamente.
5.3.3 Producción y sobrecoste del régimen especial en 2020
La siguiente tabla muestra los resultados obtenidos del estudio en cuanto a
producción y sobrecoste de las distintas tecnologías del régimen especial, partiendo de
los datos que ya se han comentado de potencia y horas de utilización.
La producción de cogeneración, mini hidráulica, biomasa, residuos y tratamiento de
residuos se ha valorado al sobrecoste de 2008 actualizándose anualmente con el IPC.
El sobrecoste unitario en 2008 se ha calculado como la retribución media por MWh
menos el precio medio de liquidación en el mercado. Al ser la retribución distinta
según si el promotor optó por vender en el mercado o a tarifa a través de distribuidora
o de representante, se ha calculado dicha retribución como una media ponderada en
función de la producción de cada una de las opciones.
En el caso de las instalaciones eólicas se han calculado dos escenarios de sobrecostes
por MWh, ya que a partir deL 1 de enero de 2013 las instalaciones eólicas que vendan
su energía en el mercado y que permanecieran acogidas al RD 436/2004 deberán
acogerse al régimen retributivo del RD 661/2007:
Sobrecoste 1: Por un lado el que resulta de seguir el mismo proceso que se
explicó anteriormente para cogeneración, biomasa…
Sobrecoste 2: Por otro el que resultaría si aquellas instalaciones eólicas que
en 2008 fueron al mercado bajo el régimen retributivo del RD 436/2004,
hubieran percibido la retribución media que percibieron aquellas
instalaciones acogidas al RD 661/2007 que igualmente fueron al mercado.
De 2009 a 2012, a aquellas instalaciones que se hayan construido antes de 2009 se les
aplicará el sobrecoste 1 y a las que se hayan construido con posterioridad a esa fecha el
sobrecoste 2, ya que los nuevos parques no podrán acogerse al RD 436/2004.
A partir de 2013, el sobrecoste 2 se aplicará a toda la producción eólica, ya que a
partir de esta fecha ninguna instalación eólica que opte por vender su energía en el
mercado podrá permanecer acogida al RD 436/2004..
Para el sobrecoste de las instalaciones eólica marinas se tomará la prima de
referencia establecida en el RD 1028/2007 (84,30 euros/MWh), aunque realmente dicho
sobrecoste será ligeramente inferior ya que estos proyectos se adjudican por un
procedimiento de concurrencia a la baja.
Con respecto a la solar fotovoltaica se ha seguido el mismo proceso que con las
tecnologías anteriores para calcular el sobrecoste unitario en 2008, obteniéndose 384,74
euros/MWh. Pero en los años siguientes únicamente se valorará a este sobrecoste
(actualizado con el IPC) la energía generada a partir de los MW instalados hasta 2008
ya que las instalaciones construidas a partir de 2009 estarán sometidas a un régimen
retributivo distinto, el del RD 1578/2008. Según esta normativa la nueva tarifa
regulada para las instalaciones fotovoltaicas es de 320 euros/MWh, que restándole el
precio medio de liquidación en el mercado de esta tecnología en 2008, resulta en un
sobrecoste de 251,6 euros/MWh, que se irá actualizando con el IPC.
No hay experiencia previa de las instalaciones termoeléctricas y, por tanto el
sobrecoste por MWh de estas instalaciones se va a calcular a partir de la tarifa regulada
establecida para esta tecnología en el RD 661/2007.
5 Estudio de costes de las energías renovables 208
ipc
2%20
0820
0920
1020
1120
1220
1320
1420
1520
1620
1720
1820
1920
20P
oten
cia
Inst
alad
a M
W6.
168
6.71
47.
261
7.80
78.
354
8900
8.92
98.
957
8.98
69.
014
9.04
39.
071
9100
Pro
ducc
ión
GW
h21
.072
2148
623
234
2498
326
731
2848
028
571
2866
328
754
2884
628
937
2902
929
120
Cog
ener
ació
nS
obre
cost
e m
edio
eu
ros/
MW
h32
,65
33,3
033
,96
34,6
435
,34
36,0
436
,76
37,5
038
,25
39,0
139
,79
40,5
941
,40
3200
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
687,
9271
5,45
789,
1486
5,50
944,
6010
26,5
210
50,4
110
74,8
510
99,8
411
25,4
111
51,5
511
78,2
912
05,6
5P
oten
cia
Inst
alad
a M
W33
4238
4243
4247
4251
4255
4259
4263
4267
4271
4275
4279
4283
4212
50P
rodu
cció
n G
Wh
2.51
353
0759
9765
5071
0276
5582
0787
6093
1298
6510
417
1097
011
522
Sol
ar
foto
volta
ica
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
inst
. ex
iste
ntes
ant
es 2
009
384,
7439
2,43
400,
2840
8,28
416,
4542
4,78
433,
2844
1,94
450,
7845
9,80
468,
9947
8,37
487,
94
1687
,5S
obre
cost
e m
edio
eu
ros/
MW
h in
st. a
par
tir
2009
251,
6525
6,68
261,
8126
7,05
272,
3927
7,84
283,
3928
9,06
294,
8430
0,74
306,
7631
2,89
319,
15
1381
,25
Sob
reco
ste
tota
l (m
illlon
es d
e eu
ros)
966,
7819
88,8
2209
,424
01,1
2599
,628
05,1
3017
,832
37,9
3465
,537
0139
44,5
4196
,344
56,5
Pot
enci
a In
stal
ada
MW
5015
025
035
045
055
065
075
085
095
01.
050
1.15
012
50P
rodu
cció
n G
Wh
180
540
900
1260
1620
1980
2340
2700
3060
3420
3780
4140
4500
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
254,
0025
9,02
264,
1326
9,35
274,
6728
0,02
285,
4829
1,05
296,
7330
2,51
308,
4131
4,43
320,
56
3600
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
45,7
213
9,87
237,
7233
9,38
444,
9655
4,45
668,
0378
5,84
907,
9910
34,6
1165
,813
01,7
1442
,5P
oten
cia
Inst
alad
a M
W15
709
17.0
6718
.425
19.7
8421
.142
2250
023
.750
25.0
0026
.250
27.5
0028
.750
30.0
0031
250
Pro
ducc
ión
GW
h31
.433
3652
439
430
4233
745
243
4815
050
825
5350
056
175
5885
061
525
6420
066
875
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
inst
. ex
iste
ntes
ant
es 2
009
39,7
8640
,58
41,3
942
,22
43,0
743
,93
44,8
145
,70
46,6
247
,55
48,5
049
,47
50,4
6S
obre
cost
e m
edio
eu
ros/
MW
h in
st. a
par
tir
2009
25,2
0125
,70
26,2
226
,74
27,2
827
,82
28,3
828
,95
29,5
330
,12
30,7
231
,33
31,9
6
2140
Sob
reco
ste
tota
l (m
illlon
es d
e eu
ros)
1250
,58
1439
1544
1653
1765
1389
1492
1600
1711
1825
1944
2067
2194
Sol
ar
term
oelé
ctric
a
Eól
ica
onsh
ore
Pot
enci
a In
stal
ada
MW
00
00
00
714
1.42
92.
143
2.85
73.
571
4.28
650
00P
rodu
cció
n G
Wh
00
00
00
2500
5000
7500
1000
012
500
1500
017
500
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
84,3
085
,99
87,7
189
,46
91,2
593
,07
94,9
496
,83
98,7
710
0,75
102,
7610
4,82
106,
91
3500
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
00
00
00
237,
3448
4,17
740,
7810
07,5
1284
,515
72,2
1871
Pot
enci
a In
stal
ada
MW
1965
2.01
22.
059
2.10
52.
152
2199
2.19
92.
199
2.19
92.
199
2.19
92.
199
2199
Pro
ducc
ión
GW
h4.
607
5114
5233
5352
5471
5590
5590
5590
5590
5590
5590
5590
5590
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
32,8
1933
,47
34,1
434
,83
35,5
236
,23
36,9
637
,70
38,4
539
,22
40,0
140
,81
41,6
2
2542
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
151,
1817
1,19
178,
6818
6,39
194,
3520
2,54
206,
621
0,73
214,
9421
9,24
223,
6322
8,1
232,
66P
oten
cia
Inst
alad
a M
W58
292
01.
259
1.59
71.
936
2274
2.27
42.
274
2.27
42.
274
2.27
42.
274
2274
Pro
ducc
ión
GW
h2.
473
3682
5035
6389
7742
9096
9096
9096
9096
9096
9096
9096
9096
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
49,7
9650
,79
51,8
152
,84
53,9
054
,98
56,0
857
,20
58,3
459
,51
60,7
061
,92
63,1
5
4000
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
123,
1318
726
0,86
337,
6141
7,32
500,
0951
0,09
520,
2953
0,7
541,
3155
2,14
563,
1857
4,44
Pot
enci
a In
stal
ada
MW
569
569
569
569
569
569
569
569
569
569
569
569
569
Pro
ducc
ión
GW
h2.
734
2561
2561
2561
2561
2561
2561
2561
2561
2561
2561
2561
2561
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
23,0
9723
,56
24,0
324
,51
25,0
025
,50
26,0
126
,53
27,0
627
,60
28,1
528
,72
29,2
9
4500
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
63,1
4460
,322
61,5
2862
,759
64,0
1465
,294
66,6
67,9
3269
,291
70,6
7672
,09
73,5
3275
,002
Pot
enci
a In
stal
ada
MW
527
527
527
527
527
527
527
527
527
527
527
527
527
Pro
ducc
ión
GW
h3.
088
2899
2899
2899
2899
2899
2899
2899
2899
2899
2899
2899
2899
Sob
reco
ste
med
io
euro
s/M
Wh
46,9
1147
,85
48,8
149
,78
50,7
851
,79
52,8
353
,89
54,9
656
,06
57,1
858
,33
59,4
9
5500
Sob
reco
ste
tota
l (m
illone
s de
eur
os)
144,
8413
8,69
141,
4714
4,29
147,
1815
0,12
153,
1315
6,19
159,
3116
2,5
165,
7516
9,06
172,
45
Hid
rául
ica
RE
Bio
mas
a
Res
iduo
s
Trat
amie
nto
de
resi
duos
Eól
ica
offs
hore
5 Estudio de costes de las energías renovables 210
Bajo las hipótesis ya comentadas, el sobrecoste del régimen especial en 2020 será de
12.224 millones de euros. Teniendo en cuenta que en España la previsión del coste de
todo el sistema eléctrico en 2008 era de más de 28.000 M€ y esto actualizado con un IPC
del 2% resultaría en un coste total del sistema eléctrico de 35.511 M€ en 2020, un
sobrecoste del régimen especial de más de 12.000 millones en dicho año parece
claramente inasumible. Además este sobrecoste no incluye los refuerzos que se tendrán
que hacer de la red para integrar la nueva producción de régimen especial.
Sin embargo también hay que tener en cuenta que este análisis económico se ha
realizado considerando el régimen retributivo del Real Decreto 661/2007 y para las
tecnologías que vayan cumpliendo los objetivos establecidos en este Real Decreto se
irán estableciendo nuevas primas y tarifas, acordes con el desarrollo tecnológico, como
ya ha ocurrido con la energía solar fotovoltaica.
Con respecto al reparto del sobrecoste por tecnologías en 2020, la energía solar
supondría más 48% del sobrecoste total, seguida de la eólica con un 33%. Estas dos
tecnologías se reparten, por tanto, el 81% del sobrecoste total.
A continuación se muestra la variación del sobrecoste por tecnologías de 2008 a
2020.
En este sobrecoste, tienen un peso predominante la energía solar, seguida de la
eólica. Sin embargo, como se puede observar en el siguiente gráfico, en cuanto a
producción, mientras la eólica es la tecnología claramente dominante con 84.375 GWh
en 2020, la solar ocupa el tercer lugar con 16.022 GWh.
Sobrecoste total RE (miles de euros)
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tratamiento de residuosResiduosBiomasaHidráulica REEólica offshoreEólica onshoreSolar termoeléctricaSolar fotovoltaicaCogeneración
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3433 4840 5423 5990 6577 6693 7402 8137 8899 9688 10504 11349 12224
5 Estudio de costes de las energías renovables 212
Producción total RE (GWh)
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Tratamiento de residuosResiduosBiomasaHidráulica REEólica offshoreEólica onshoreSolar termoeléctricaSolar fotovoltaicaCogeneración
Producción total RE (GWh) 68.099 78.111 85.289 92.329 99.370 106.410 112.589 118.768 124.947 131.125 137.304 143.483 149.662
Por tanto como ya se ha comentado en el caso de la energía solar el peso en el
sobrecoste es mucho mayor que en peso en la producción, es decir, el esfuerzo
económico es demasiado grande para el esfuerzo económico que supone.
Participación de la energía solar fotovotaica en la producción y en el sobrecoste del RE
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
ProducciónSobrecoste
En el caso fotovoltaico, el peso en el sobrecoste ronda el 40% aproximadamente
todos los años mientras que el peso en el mix de producción de régimen especial no
supera el 10%.
Participación de la energía solar termoeléctrica en la producción y en el sobrecoste del RE
0,0%5,0%
10,0%15,0%20,0%25,0%30,0%35,0%40,0%
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
ProducciónSobrecoste
La energía solar termoeléctrico también supone un esfuerzo económico muy grande
en comparación con el beneficio energético obtenido. En 2020, según los resultados del
estudio, el peso en el sobrecoste total será del 11,8% frente a únicamente un 3% de la
producción de régimen especial. Por tanto, al igual que ocurría con la fotovoltaica, el
peso en sobrecoste es aproximadamente cuatro veces mayor que en la producción. Sin
embargo el impacto económico de la fotovoltaica será mucho más significativa al ser
mayor la producción de esta tecnología que de termoeléctrica.
Con respecto a la eólica, como se puede ver en el siguiente gráfico, ocurre al
contrario que con la solar: la participación en el mix de producción de régimen especial
es más de un 20% mayor que su peso en el sobrecoste.
Participación de la energía eólica (onshore y offshore) en la producción y en el sobrecoste
del RE
0,0%10,0%20,0%30,0%40,0%50,0%60,0%
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
ProducciónSobrecoste
5 Estudio de costes de las energías renovables 214
Con respecto a la biomasa es un caso intermedio entre la solar y la eólica, ya que el
beneficio energético es acorde con el esfuerzo económico realizado.
Participación de la biomasa en la producción y en el sobrecoste del RE
0,0%5,0%
10,0%15,0%20,0%25,0%30,0%35,0%40,0%
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
ProducciónSobrecoste
Por tanto, a la vista de este estudio, se debe potenciar la energía eólica, seguida de la
biomasa, frente a la energía solar que reporta un beneficio energético menor en relación
a los sobrecostes que supone.
5.3.4 Comparación de los resultados del estudio con los datos del Ministerio
Los resultados de este estudio se han contrastado con los datos de producción de
régimen especial en 2020 estimados por el Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio.
Las diferencias más significativas entre los dos escenarios residen en la energía solar
y biomasa y residuos. El siguiente gráfico refleja las importantes variaciones en
términos de sobrecoste que suponen las diferencias, a priori pequeñas, entre los dos
escenarios para la energía solar, biomasa y residuos.
Según el Ministerio, la producción solar fotovoltaica y la termoeléctrica en 2020
serán el 3,2% y el 2,7% del total de la electricidad producida. Los datos obtenidos en el
5 Estudio de costes de las energías renovables 216
estudio que se ha realizado en cuanto a la fotovoltaica son similares a los del Ministerio
(2,9%). Sin embargo en cuanto a la solar termoeléctrica el Ministerio ha supuesto un
crecimiento mucho mayor de la termoeléctrica (2,7%) que el considerado en este
estudio (1,1%) ya que dada la coyuntura actual se ha tomado una postura más
conservadora con respecto a las futuras inversiones en esta tecnología. En cuanto a
biomasa y residuos la diferencia entre el escenario de UNESA y el del Ministerio es
muy significativa. Para los datos de potencia instalada de UNESA la producción
estimada de biomasa y residuos supondría el 3,7% del mix energético, mientras que
según el Ministerio esta cuota sería del 7,1%, casi el doble.
Al ser mayor la producción de solar y biomasa y residuos, los sobrecostes estimados
en el escenario del Ministerio para 2020 serán todavía mayores que en el de UNESA.
Según las estimaciones de producción del Ministerio de Industria para 2020, el
sobrecoste de las energías renovables será superior en más de 3000 millones de euros
al calculado con los datos de UNESA. La diferencia más significativa está en el
sobrecoste de la solar termoeléctrica al estimar el Ministerio una producción mucho
mayor. Con respecto a la biomasa el Ministerio también prevé una producción
sustancialmente mayor pero al tener esta tecnología un sobrecoste por MWh menor, el
impacto económico de las diferencias de producción entre escenarios también es
menor.
Sobrecoste 2020 (millones de euros)
4457
1212822
4823
3358
1588
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Solar fotovoltaica Solar termoeléctrica Biomasa, residuos
UnesaMinisterio
6 Integración de las energías renovables en la red y en el mercado 226
6 Integración de las energías renovables en la red y en el
mercado
En 2020 según las estimaciones de UNESA con los datos de energía solar corregidos,
habrá más de 60.000 MW de energías renovables en España. La energía eólica será la
tecnología predominante con casi 40.000 MW entre parques terrestres y marinos. Pero
para que se cumplan estas previsiones será necesario integrar esta generación en la
operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico. Esto exigirá una
red más robusta y flexible ya que el creciente peso de la energía eólica está provocando
que el origen y destino de los flujos varíe extraordinariamente según las condiciones
climatológicas.
La energía eólica se caracteriza por ser una tecnología intermitente por lo que la
producción es muy variable y la predicción relativamente difícil. Además las puntas de
demanda se producen durante el día, mientras que el menor consumo tiene lugar por
la noche, justo cuando el recurso eólico es mayor. Esto, unido a la prioridad de acceso y
despacho que tienen los parques eólicos, puede suponer un problema de aquí a 2020 si
no se toman medidas ya que Red Eléctrica prevé que la producción eólica en las horas
valle superará la demanda e incluso Red Eléctrica prevé que la producción eólica en las
horas valle superará la demanda.
En la madrugada del 2 de noviembre de 2008 hubo que desconectar por primera vez
instalaciones eólicas, debido al exceso de producción y a la escasa demanda que había
al ser de noche. En primer lugar se desconectaron centrales de ciclo combinado pero la
producción eólica siguió en alza y a las 7 de la mañana suponía ya el 28,9% de la
electricidad que se estaba consumiendo. Red Eléctrica finalmente obligó a desconectar
a los parques eólicos ya que estaba en peligro la estabilidad de la red. En una hora y 50
minutos se desconectaron 2.792 megavatios eólicos, el 37% de los que estaban en
marcha. Esto ha sido un caso aislado pero en la actualidad hay únicamente 15.788 MW
de potencia eólica instalada mientras que en 2020 se espera que haya casi 40.000 MW
por lo que si no se toman medidas estas desconexiones será mucho más frecuentes y
los parques tendrían menos horas de funcionamiento de las previstas lo que
probablemente frenaría las inversiones. Además tendría que establecerse algún tipo de
mecanismo para ver que parques eólicos se desconectan primero. En la actualidad son
aquellos parques capaces de soportar huecos de tensión los que tienen prioridad, pero
probablemente en 2020 esta medida no será suficiente ya que todos los parques que se
han construido desde 2007 y los que se construyan en ele futuro, si no se modifica la
normativa en este aspecto, estarán obligados a soportar huecos técnicos y por tanto este
no será un instrumento diferenciador.
Otro de los impactos de la variabilidad del recurso eólico junto con el importante
papel que va a adquirir esta energía en el mix energético en los próximos años será el
que deberán incrementar las reservas para hacer frente a los posibles desvíos respecto a
la energía eólica programada y así asegurar el equilibrio entre la producción y la
demanda. En estos momentos se puede afirmar que esta tecnología es el segundo
consumidor de reservas en España, por detrás del fallo fortuito de centrales de régimen
ordinario. Para cubrir la variabilidad que introducen los más de 15.000 MW de energía
eólica que hay instalados son necesarios aproximadamente 600 MW de reserva, según
datos de Red Eléctrica. Por lo que se estima que para los casi 40.000 MW estimados
para 2020 la reserva necesaria será de aproximadamente 1.500 MW, por tanto
aumentará el coste de la banda de secundaria y, por tanto, el coste que tendrá que
soportar la demanda.
Con respecto a los costes de los desvíos para que los productores no reciban la señal
adecuada para reducir los costes de integración en el sistema, en el RD 661/2007 se
recoge la obligación de los productores de régimen especial de asumir los costes de los
desvíos. Por tanto, los productores eólicos tendrán que gestionar los desvíos al igual
que el resto de productores que ofertan en el mercado, no considerándose distinción
entre las plantas de régimen ordinario y las de régimen especial a este respecto.
Para gestionar la variabilidad de la energía eólica, las interconexiones resultarían
una alternativa muy atractiva ya que permitirían a España vender su energía en otros
países en aquellos momentos en los que hubiera exceso de producción. Pero las
interconexiones de España con el sistema eléctrico internacional son escasas. España
constituye una isla energética ya que el ratio capacidad de las interconexiones entre
capacidad instalada es inferior al 5%, según datos de red eléctrica. A 31 de diciembre
de 2008, la capacidad instalada en España ascendía a 89.944 MW mientras que la
capacidad de las interconexiones era muy limitada como se puede ver en el siguiente
gráfico.
6 Integración de las energías renovables en la red y en el mercado 228
Fuente REE
Además de la variabilidad, otra característica de la energía eólica ha sido su
facilidad para desconectarse ante perturbaciones del sistema y en particular ante
huecos de tensión que aparecen en el sistema eléctrico por cortocircuitos. Estas
desconexiones amenazan la seguridad de la red, pudiendo causar graves problemas,
sobretodo teniendo en cuenta el importante papel que van a jugar en el mix energético
en los próximos años, y llevar incluso a situaciones de “blackouts”. La incidencia que
pueden llegar a tener estas desconexiones se comprobó el 4 de noviembre de 2006 en
Alemania. Un número importante de instalaciones eólicas se desconectaron ante
huecos de tensión y la seguridad del sistema se vio seriamente comprometida. Por
tanto para una integración segura de la energía eólica es necesario que los parques
eólicos sean capaces de soportar huecos de tensión. Con este fin, el Real Decreto
661/2007 obliga los nuevos parques eólicos sean capaces de mantenerse conectados a
la red ante un hueco de tensión de forma que sean capaces técnicamente de aportar
también estabilidad al sistema y de participar en los servicios de ajuste del mismo.
Además los parques existentes que sean adapten a esta nueva exigencia tendrán
derecho a percibir un complemento durante cinco años. Por tanto no parece que en lo
relativo a huecos de tensión, la existencia de 40.000 MW de eólica instalada vaya a
suponer un problema.
La energía eólica tiene otra característica que la diferencia de la generación de
régimen ordinario y es la gran cantidad de unidades de producción para la misma
potencia instalada. En el caso extremo que sería la nuclear si hubiera 15.000 MW
estarían constituidos por 15 o 16 unidades de generación mientras en que en caso
eólico los mismos 15.000 MW suponen del orden de 600 unidades de generación, con la
consiguiente complejidad que supone manejar tal cantidad de unidades
independientes. Con el objetivo de centralizar toda la información y maximizar la
integración de renovales sin perder seguridad, España ha sido pionera en la creación
de un Centro de Control de Régimen Especial (CECRE). El CECRE está conectado en
tiempo real con los centros de control mediante enlaces ICCP con lo que puede obtener
información en cada instante de la producción de régimen especial. Este flujo de
información es bidireccional ya que el CECRE también puede enviar, una vez
analizada la información, consignas de producción a los centros de control para que
éstos a su vez las envíen a las instalaciones bajo su control.
Además de los retos que introduce un mayor peso de la energía eólica desde el
punto de vista de la operación, la aparición de nuevas instalaciones, alejadas
frecuentemente de los principales centros de consumo, dará lugar a congestiones en la
red, por lo que será necesaria la construcción de nuevas líneas e infraestructuras, ya
que la nueva Directiva europea establece que los Estados miembros deberán garantizar
el transporte y la distribución de electricidad generada a partir de fuentes de energía
renovables. Además, como ya se ha comentado, la variabilidad de la energía eólica
obliga al sistema a disponer de centrales de respaldo convencionales, y por tanto,
también será necesario que éstas dispongan de las líneas e infraestructuras adecuadas
para poder hacer llegar a los consumidores la energía que producen.
6.1 Recomendaciones
Las principales recomendaciones para la integración de los más de 40.000 MW de
energía eólica estimados en 2002 son:
Adaptación tecnológica para soportar huecos de tensión.
Contribución de estas instalaciones a la regulación de tensión.
6 Integración de las energías renovables en la red y en el mercado 230
Incremento de la capacidad de interconexión. La nueva interconexión con
Francia mejorará la situación actual pero no es suficiente.
Mejora de los instrumentos de previsión de la energía eólica.
Intensificar la utilización del bombeo para cubrir la variabilidad de la
energía eólica.
Dotar al sistema gasista de mayor capacidad y flexibilidad en los
almacenamientos y aprovisionamientos ya que la producción ciclos
combinados absorbe gran parte de variabilidad de generación eólica.
Gestión más inteligente de la demanda.
Durante la noche el recurso eólico es mayor y, con el crecimiento previsto
para esta tecnología, la producción eólica podría superar durante la noche la
demanda. Los nuevos vehículos híbridos podrían absorber por la noche
parte de este exceso de energía, al cargarse las baterías de estos vehículos
por la noche.
7 Conclusiones 236
7 Conclusiones
España ha sido pionera, junto con Alemania y Dinamarca, en el desarrollo de un
marco legal de apoyo a las renovables de probada eficacia en cuanto al desarrollo de
capacidad instalada. En 1994 se elaboró el primer real decreto que regulaba la
producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables y los Reales Decretos
436/2004 y 661/2007, que establecen un sistema de tarifas y primas reguladas, han
supuesto el impulso definitivo de la energía eólica y solar fotovoltaica,
respectivamente.
A la vista del crecimiento del régimen especial en potencia instalada y producción
así como en participación en el mercado, podemos decir que el marco regulatorio
español se ha mostrado eficaz pero que también supone un coste elevado que impacta
en el déficit tarifario. En España, durante el periodo 2004-2008, el régimen especial ha
percibido una retribución total de 23.532 millones de euros mientras que la previsión
del coste de todo el sistema eléctrico en 2008 era de más de 28.000 millones de euros.
Evolución de la capacidad instalada de RE
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
Cogeneración Hidráulica RE EólicaBiomasa Residuos Tratamiento de residuosSolar fotovoltaica
En cuanto al tratamiento regulatorio a las energías renovables a nivel europeo, el
sistema de tarifas o primas reguladas es claramente el sistema de apoyo más extendido
ya que únicamente seis estados miembros han optado por un sistema de cuotas con
certificados verdes.
Incluso en algunos países, como Italia y Reino Unido, que disponen de un sistema
de cuotas con certificados finalmente se ha optado en los últimos años por introducir
tarifas reguladas para ciertas instalaciones. En Italia se introdujeron en 2007 tarifas
reguladas para las instalaciones fotovoltaicas. En Reino Unido entrará en vigor en abril
de 2010 una tarifa regulada para proyectos hasta 5 MW de cualquier tecnología
renovable.
7 Conclusiones 238
En cuanto a la financiación de los sistemas de apoyo, en la mayoría de los estados
miembros los sistemas de apoyo los costean los consumidores a través de la tarifa
eléctrica y con respecto a la red únicamente en Alemania, España y Grecia se ha
apostado por dar prioridad a las renovables tanto en el acceso como en la conexión a la
red.
La evolución de las renovables en Europa no ha sido homogénea ya que el
tratamiento regulatorio en cada estado ha determinado dicha evolución. Alemania y
España son los países que más han contribuido al desarrollo eólico y fotovoltaico en la
UE convirtiéndose en modelos de referencia ya que el sistema de tarifas de reguladas
se ha demostrado más eficaz y eficiente que otros mecanismos de apoyo. Por tanto se
encuentran en buenas condiciones para cumplir los objetivos nacionales vinculantes
impuestos por la Directiva 2009/28/EC, al igual que aquellos como Suecia o Austria
que disponen de abundantes recursos hídricos o de biomasa. Otros países como el
Reino Unido o Portugal no están tan bien posicionados y tendrán que introducir
algunos cambios para cumplir sus objetivos mientras que aquellos estados miembros
con poca extensión geográfica como Bélgica y holanda que tendrán más dificultades y
probablemente se vean obligados a recurrir a mecanismos de cooperación entre países.
Estos mecanismos de cooperación podrán ser transferencias estadísticas, proyectos
conjuntos entre estados miembros o entre estados miembros y terceros países o
mecanismos de apoyo conjuntos. Esta última opción parece ser la que produciría
resultados más rápidamente, al intercambiarse mayores volúmenes de energía, y por
tanto serían más efectivos para conseguir que países con escaso potencial cumplan sus
objetivos. Sin embargo para ello se tendrían que alinear los sistemas de apoyo y
subsanar las importantes diferencias existentes para que realmente se intercambien
volúmenes importantes. Además, si se lograra un sistema de apoyo realmente
“común” entre varios estados, los gobiernos de dichos estados no tendrían poder
suficiente para garantizar el cumplimiento de los objetivos como prioridad frente a la
exportación por lo que habría que poner algún tipo de restricción a la exportación.
En este contexto, la Unión Europea en su conjunto y cada estado miembro en
particular, deberán llevar a cabo un esfuerzo muy importante para cumplir con el
objetivo global del 20% de renovables en el consumo de energía final ya que en 2006
esta cuota era únicamente del 8%, a pesar de que para el crecimiento experimentado
hasta ese momentos la red existente era suficiente y de que ya se disponía de una
cantidad considerable de potencia hidráulica instalada. Y aunque este objetivo es sobre
consumo de energía final será en el sector eléctrico donde más repercutirá
económicamente ya que aproximadamente un 40% de la electricidad generada deberá
proceder de fuentes renovables en 2020.
En el caso español, según los resultados del estudio realizado, el sobrecoste del
régimen especial en 2020 será de más de 12000 millones de euros de los que casi un
50% corresponderán a la energía solar. Este esfuerzo económico es demasiado grande
para el beneficio energético que la solar supone. Mientras que con la energía eólica
ocurre al contrario, su peso en la producción de régimen especial es aproximadamente
un 20% mayor que su aportación al sobrecoste.
Por tanto, dado que ya de por sí las energías renovables suponen un sobrecoste con
respecto al régimen ordinario, habrá que apostar por aquellas tecnologías, como la
eólica terrestre y marina, que aporten más energía a menor coste para así intentar
minimizar el impacto económico derivado del cumplimiento de los objetivos de la
Directiva 2009/28/EC.
Con respecto a la eólica terrestre, España es puntero en esta tecnología y el tercer
país del mundo en potencia eólica instalada por lo que parece factible alcanzar los
31.250 MW de potencia instalada estimado por UNESA para 2020. Con respecto a la
eólica marina no hay en estos momentos ningún parque en España, pero el estudio
realizado demuestra que la retribución actual garantiza rentabilidades razonables y el
Ministerio de Medio Ambiente, Medio Rural y Marino conjuntamente con el de
Industria, Turismo y Comercio acaba de aprobar el mapa eólica marino con las zonas
del litoral que son aptas para la instalación de parques, luego parece viable que esta
tecnología experimente un crecimiento importante en los próximos años y alcance los
5.000 MW en 2020.
Por tanto habrá que integrar 40.000 MW de eólica onshore y offshore en 2020 y esto
tendrá un impacto muy importante en la red y en la operación.
La nueva potencia instalada, al estar frecuentemente alejada de los centros de
consumo, dará lugar a congestiones en la red, por lo que será necesaria la construcción
de nuevas líneas e infraestructuras.
7 Conclusiones 240
Desde el punto de vista de la operación, será necesario integrar esta generación en la
operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico lo que exigirá
una red más robusta y flexible. Un mayor peso en el mix energético de una energía,
como la eólica, variable y difícil de producir obligará a aumentar la reserva y además
durante la noche, al caer la demanda y ser el recurso eólico mayor, el operador del
sistema puede verse frecuentemente obligado a desconectar parques eólicos. El
incremento de la capacidad de interconexión, una gestión más inteligente de la
demanda o incrementar el bombeo son algunas de las medidas que podrían ayudar a
mitigar esta situación.
Bibliografía 246
8 Bibliografía
http://www.boe.es/
http://www.cne.es/
http://www.omel.es/
http://europa.eu/
http://www.europarl.europa.eu/
http://www.erec.org/
http://www.eurobserv-er.org/
http://ec.europa.eu/eurostat
http://www.epia.org/
http://www.ewea.org/
http://www.ieawind.org/
http://res-legal.eu/
http://www.erneuerbare-energien.de/
http://www.senternovem.nl/
http://www.berr.gov.uk/
http://www.gwec.net/
http://www.bwea.com/
http://www.cwape.be/
http://www.vreg.be/
http://www.energimyndigheten.se/