Upload
clay
View
53
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
Mercado Energético . Retos de los mercados de electricidad y gas en España. Olivia Infantes. Madrid, 1 de octubre de 2013. Índice. Contexto europeo Evaluación y situación actual Sector eléctrico Sector gasista La política energética española. Estrategia 2030. - PowerPoint PPT Presentation
Citation preview
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Olivia Infantes
Madrid, 1 de octubre de 2013
Índice
Contexto europeo Evaluación y situación actual
Sector eléctrico
Sector gasista
La política energética española. Estrategia 2030
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
GDF SUEZ Energía España p. 3
Contexto europeo (I)
Tratado constitutivo de la Comunidad Europea 1992
“El mercado interior implicará un espacio sin fronteras interiores, en el que la libre circulación de mercancías, personas, servicios y capitales estará garantizada”
1996/92/CE
1998/30/CE
2003/54/CE
2005/55/CE
1er Paquete energético 2o Paquete energético
Directiva ElectricidadDirectiva Gas Natural
GDF SUEZ Energía España p. 4
Contexto europeo (II)
Libro verde (8/3/2006)“Estrategia europea para una energía sostenible, competitiva y segura”
Europa 2020 (3/3/2010) “Una estrategia para un crecimiento inteligente sostenible e integrador”
2009/72/CE2009/72/CE
Directiva ElectricidadDirectiva Gas Natural
2009/28/CERenovables
2012/27/CEEficiencia Energética
Reglamento (CE) 713/2009
Reglamento (CE) 714/2009 Reglamento (CE) 715/2009
…
2010/75/CEEmisiones
Industriales
2009/29/CEDerechos emisión
3er Paquete energético: Hacia el
mercado interior de la energía
GDF SUEZ Energía España p. 5
Hacia el mercado interior de la energía: ACER
Se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER)Se le asignan poderes de decisión vinculantes, para complementar a las autoridades reguladoras nacionales, a fin de garantizar un tratamiento adecuado de los asuntos transfronterizos y que facilite que la UE cree una verdadera red paneuropea, promoviendo la diversidad y la seguridad del abastecimiento.
Organismo comunitario con personalidad jurídica. Consta de un Consejo de Administración, un Consejo de Reguladores y Comité de Apelación. Emite dictámenes dirigidos a los gestores de redes de transporte a las autoridades
reguladoras y recomendaciones dirigidos a la Comisión. Actúa como un organismo supervisor de la cooperación entre los Gestores de la Red de
Transporte. Complementa, supervisa, ayuda y fomenta la cooperación entre los reguladores nacionales. Elaboración de Directrices Marco para el desarrollo de los Códigos de Red (Framework
Guidelines).
GDF SUEZ Energía España p. 6
Hacia el mercado interior de la energía: ENTSO
Redacción de Códigos de red (Electricity Network Codes).
Cada 2 años, elaboración del Plan de inversiones a diez años a escala comunitaria (TYNDP).
Plan de desarrollo de la infraestructura de transporte con horizonte 2050.
Elaboración de un modelo de información común.
Promover la cooperación entre TSO. Programa de trabajo anual. Informe anual.
Se crean las asociaciones europeas de operadores de transporte:
Redacción de Códigos de red (Gas Network Codes).
Cada 2 años, elaboración del Plan de inversiones a diez años a escala comunitaria (TYNDP).
Elaboración de Planes de explotación de la red y Programas de investigación.
Perspectivas anuales del abastecimiento para invierno y verano.
Promover la cooperación entre TSO Programa de trabajo anual. Informe anual.
ACER supervisa la ejecución de todas estas actividades. Para ello, las ENTSO debe remitir los códigos técnicos y de mercado, la planificación a 10 años y
el programa anual.
GDF SUEZ Energía España p. 7
Los códigos de red
Mecanismo de asignación de capacidad y gestión de congestiones.
Requisitos para los generadores. Balance. Asignación de capacidad a futuro. Conexión de la demanda. Seguridad de operación. Planificación de la operación. Control de frecuencia y reservas. Interconexiones en corriente continua.
Asignación de capacidad. Gestión de congestiones. Balance. Tarifas. Interoperabilidad.
GDF SUEZ Energía España p. 8
La elaboración de los Códigos de Red
EC• Define las áreas prioritarias de desarrollo
del Reglamento Europeo
ACER • Desarrolla las Framework Guidelines (FG) y las remite a la Comisión.
ENTSO • Desarrolla el Network Code (NC)
ACER• Comprueba la adecuación del NC con las FG.• Recomienda a la Comisión la adopción del
NC.
EC
• Remite el Network Code a Comitología (Estados Miembros).
• Aprueba, mediante Decisión de la Comisión, la modificación del Reglamento. Es vinculante.
GDF SUEZ Energía España p. 9
El mercado interior de la energía: Las iniciativas regionales
SouthSouth-East
North-West
http://acernet.acer.europa.eu/portal/page/portal/ACER_HOME/Activities/Regional_Initiatives
En 2006, con el fin de constituir un paso previo a la creación del mercado interior de la energía) (2014), la Comisión Europea creó 6 iniciativas regionales de electricidad y 3 de gas.
Desde su creación, los interesados en cada iniciativa (Comisión Europea, reguladores, gobiernos de los Estados implicados, operadores de las redes de transporte y de mercado, compañías, asociaciones, etc.) trabajan en el desarrollo de soluciones que permitan crear los mercados regionales.
El Foro de Florencia (Electricidad) y el Foro de Madrid constituyen el punto de encuentro de todas las iniciativas.
Electricidad Gas
GDF SUEZ Energía España p. 10
Nuevos requisitos de transparencia de información
Reglamento 1227/2011, sobre la integridad y
transparencia de mercado (REMIT).
Reglamento 648/2012, relativo a los derivados extrabursátiles, las entidades de contraparte central y los registros de
operaciones (EMIR).
Directiva sobre Mercados de Instrumentos Financieros (MIFID)
Índice
Contexto europeo Evaluación y situación actual
Sector eléctrico
Sector gasista
La política energética española. Estrategia 2030
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
Sector eléctrico Situación actual
Capacidad de interconexión Evolución de la demanda Evolución de la capacidad instalada Cobertura de la demanda e impacto
en los precios del mercado spot Impacto del RD 134/2010 (Carbón
nacional) Situación de las centrales de ciclo
combinado Concentración del mercado
El Déficit de Tarifa La Reforma del Sistema Eléctrico
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
GDF SUEZ Energía España p. 13
Capacidad de interconexión limitada: La península Iberica es una isla eléctrica
Se espera que la capacidad de interconexión con Francia se doble en 2014 (nueva conexión en CC a través de los Pirineos Orientales) hasta los 2.800 MW. La capacidad de interconexión con Portugal se incrementará a 3.000 MW en 2015. Entonces, el ratio será del 6%, aún muy limitado.
Capacidad de interconexión / Capacidad de generación instalada (2012): 4%Valor recomendado por la Unión Europea: 10 %
GDF SUEZ Energía España p. 14
Previsión de la demanda y evolución real: valores actuales en niveles de 2005-2006
2011: -12% (frente previsión)2012: -1%2013 (ene-ago): - 3,2%
Record de demanda pico instantánea: 45.450 MW 17 de diciembre de 2007 - 18h53
Pico de demanda media horaria en 2012: 43.010 MW 13 de febrero de 2012 (20-21 horas)
GDF SUEZ Energía España p. 15
Evolución de capacidad instalada
CCGTs: 25,291 MW
E: 22,622
FV: 4,525TS: 1,950
C: 6,074
Los inversores en CCGT fueron atraídos por la escasez de potencia instalada a principios de 2000
La capacidad instalada de instalaciones de régimen especial casi se dobló entre 2007 y
2012, incentivada por la normativa (RD661/2007)
Total: 39,306 MW
Capacidad instalada total (31/12/2012):
102,524MW
Generación Convencional: 63% Régimen Especial: 37%
En diez años, la capacidad instalada casi se ha doblado: De 58,973 MW a 102,524 MW
GDF SUEZ Energía España
16% 17% 18% 19% 19% 20%24% 30% 32% 34% 37%
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
GWh
Cogeneración
Cog- RES
TermoSolar
Solar PV
Eólica
Mini Hidro
84% 83%82% 81% 81% 80% 76%
70% 68% 66% 63%
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
GWh
CCGT
Fuel
Carbón
Nuclear
Hidráulica
p. 16
Cobertura de la demanda e impacto en los precios del mercados
DemandaDemanda
...mientras el hueco térmico disminuye, con especial incidencia en los CCGTs.
La cobertura de demanda por parte del régimen especia ha ido aumentando año tras
año…
GWh GWh
Principios de 2013 (1/1-30/4):
∑Cobertura media de la demanda RE: 45 % (picos~ 70%) . Además, ...
vbsfgsdf
... hubo 424 periodos horarios en los que el precio se estableció a 0 €/MWh (El régimen especial a tarifa estaba obligado a ofertar a precio 0 €/MWh)
GDF SUEZ Energía España p. 17
RD del carbón nacional (RD 134/2010 por el que se establece el mecanismo de solución de RRTT por garantía de suministro)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000Ja
n-11
Feb-1
1
Mar-
11
Apr-1
1
May-
11
Jun-1
1
Jul-1
1
Aug-1
1
Sep-1
1
Oct-
11
Nov-1
1
Dec-1
1
Jan-1
2
Feb-1
2
Mar-
12
Apr-1
2
May-
12
Jun-1
2
Jul-1
2
Aug-1
2
Sep-1
2
Oct-
12
Nov-1
2
Dec-1
2
Jan-1
3
Feb-1
3
Mar-
13
Apr-1
3
May-
13
Jun-1
3
Jul-1
3
Aug-1
3
Sep-1
3
Oct-
13
Nov-1
3
Dec-1
3
Jan-1
4
Feb-1
4
Mar-
14
Apr-1
4
Thermal Demand (Realized) Thermal Demand (Forecast Central) Thermal Demand (Central - RD Volumes)
25.291 MW CCGTs disponibles para cubrir 4.000 MW
El RD del carbón nacional prioriza la producción del carbón nacional
La mayoría de los CCGTs está fuera del mercado...
Hueco disponible para generación térmica
Hueco disponible para CCGTs (RD del Carbón autóctono)
GDF SUEZ Energía España
p. 18
Evolución de la cobertura de la demanda con distintas tecnologías de generación
2012
Inicio 2013
GDF SUEZ Energía España
p. 19
Situación actual de los CCGTs: Diferentes factores están degradando su posición competitiva
Final 2012 Capacidad Instalada Cobertura de la demanda
Evolución de las horas equivalentes de funcionamiento de los CCGTs (EOH):
A lo que también ha ayudado la evolución de los precios de las materias primas tras la irrupción del gas esquisto (shale gas) en el mercado.
GDF SUEZ Energía España
p. 20
Papel de los ciclos combinados en el sistema
GDF SUEZ Energía España
p. 21
Pero no es una cuestión únicamente española…
El impacto de la crisis económica en la demanda;La alta penetración de la producción a partir de fuentes de energías renovables;
El efecto del shale gas en el precio del carbón…
…ha provocado la adopción de acciones por parte de principales compañías energéticas
GDF SUEZ Energía España
p. 22
Carta compañías energéticas (I)
GDF SUEZ Energía España
p. 23
Carta compañías energéticas (II)
GDF SUEZ Energía España p. 24
Concentración del mercado: más del 75% de las actividades liberalizadas están en manos del los operadores tradicionales
Generación (GWh-P48): 67.3 % de OT
P48: Último programa horario operativo, no generación.
OT: Operadores tradicionales (Endesa, Iberdrola, GNF, EDP-HC y E.On)
Suministro: 88.4 % de OT
Sector eléctrico Situación actual
Capacidad de interconexión Evolución de la demanda Evolución de la capacidad instalada Cobertura de la demanda e impacto
en los precios del mercado spot Impacto del RD 134/2010 (Carbón
nacional) Situación de las centrales de ciclo
combinado Concentración del mercado
El Déficit de Tarifa La Reforma del Sistema Eléctrico
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
GDF SUEZ Energía España p. 26
El Déficit de Tarifa
Eléctricas tradicionales: Iberdrola, SA, Hidroeléctrica del Cantábrico, SA, Endesa, SA, EON España, SL y Gas Natural SDG, SA.
26 b€ Pendiente de pago
FADE: 18.9 b
Eléctricas tradicionales: 4 b€
Bancos: 3.1 b€
36.7 b€ Total generado desde 2001 a 2012
(10/05/2013)
DefiniciónDiferencia entre los ingresos y
los costes regulados del Sistema
GDF SUEZ Energía España p. 27
RDL 6/2009
RDL 6/2010
RDL 14/2010
RDL 1/2012
RDL 13/2012
RDL 20/2012
RD 485/2009
RD 1565/2010
RD 134/2010
RD 1614/2010
RD 302/2011 Ley 15/2012
Ley 17/2012
RDL 29/2012RDL 2/2013
El Déficit de Tarifa justifica la mayoría de las disposiciones publicadas en los últimos años
RDL 9/2013
GDF SUEZ Energía España p. 28
Déficit de Tarifa previsto para 2013
(*) Devolución Bono Social, intereses titulización y otros
Déficit de 4.926 M€ reducido por el préstamo de 2.200 M€ proveniente de los PGE
La previsión inicial es que esta partida se
cargase a PGE(RDL 6/2009)
Sector eléctrico Situación actual
Capacidad de interconexión Evolución de la demanda Evolución de la capacidad instalada Cobertura de la demanda e impacto
en los precios del mercado spot Impacto del RD 134/2010 (Carbón
nacional) Situación de las centrales de ciclo
combinado Concentración del mercado
El Déficit de Tarifa La Reforma del Sistema Eléctrico
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
GDF SUEZ Energía España
La primera parte se publica en el BOE el día 13 de julio: RDL 9/2013. La semana siguiente se circula un conjunto de propuestas:
• Anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico.• Reales Decretos de:
– Autoconsumo– Mecanismos de capacidad e hibernación– Metodología retribución actividad distribución– Metodología retribución actividad transporte energía eléctrica– Territorios No Peninsulares– Actividad comercialización y condiciones de contratación y suministro– Energía renovables cogeneración y residuos
• Propuestas de Resolución:– Modelo factura electricidad
• Propuestas de Órdenes Ministeriales:– Asignación servicio gestión de la demanda de interrumpibilidad– Metodología cálculo energía instalaciones que utilicen energía primaria
renovables no consumible– Peajes acceso energía eléctrica– Retribuciones segundo periodo 2013 transporte y distribución eléctrica
p. 30
La Reforma del Sistema Eléctrico (julio 2013)El 12 de julio, el Consejo de Ministros aprueba la Reforma del Sistema Eléctrico.
Publicación de las propuestas: Finales del año 2013
GDF SUEZ Energía España p. 31
Medidas recogidas en el RDL 9/2013
Incentivo a la Inversión
Reducción a 10,000 €/MW-año y ampliación del plazo de cobro al doble de lo que restase hasta cumplir 10 años.
Renovables, cogeneración y residuos
Retribución: Precio de mercado + Retribución Específica.Tasa de rentabilidad: 7,5% (Obligaciones del Estado + 300pp)Se eliminan los complementos por reactiva y eficiencia
Actividades de transporte y distribución
Tasa de rentabilidad: 6,5% (Obligaciones del Estado + 200pp)
Financiación del extracoste de insular y extrapeninsular (2013)
El 50 % se carga a los Presupuestos Generales de 2014
Exceso del déficit de tarifa de 2012 Titulizado a través del FADE
Bono SocialFinanciado por las matrices de los grupos que desarrollen simultáneamente las actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Otras Incremento de los peajes (3,2% de media)Creación del Registro de Autoconsumo
GDF SUEZ Energía España p. 32
Déficit de Tarifa 2013 tras RDL 9/2013
(*) Devolución Bono Social, intereses titulización y otros
Contando con la aportación desde PGE, se prevé que no aparezca déficit en 2013
GDF SUEZ Energía España p. 33
Contenido de la reforma: Déficit
• Toda medida que suponga un incremento de costes o reducción de ingresos deberá ir acompañada de otra en sentido contrario que asegure el equilibrio del Sistema.
• Desde el año 2014, el déficit máximo permitido será del 2,5% (deuda acumulada<10%).
• Mientras no se supere ese límite: • El déficit será financiado por todos los sujetos de liquidación en forma
proporcional a sus derechos de cobro. • Estas cantidades se recuperarán durante los 5 años siguientes.
• Cuando se supere el límite: • Se incrementaran los peajes, al menos, en la cantidad superada.
• Mientras los costes del sistema recojan déficit de años anteriores pendientes de pago, los peajes no podrán ser reducidos.
• El déficit registrado en 2013 será financiado por las eléctricas tradicionales (Iberdrola, Endesa, Hidroeléctrica del Cantábrico, EON España y Gas Natural SDG) que lo recuperarán a lo largo de los 15 años siguientes. No se contempla que este déficit sea cedido al FADE.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 34
Contenido de la reforma: RES-COG-W Propuesta de Real Decreto que sustituye al RD 661/2007 Esquema de retribución único: Precio de Mercado + Retribución Específica, de aplicación desde
el 14 de julio de 2013 La Retribución Específica:
Permite cubrir los costes de inversión que una empresa eficiente y bien gestionada no recupera en el mercado.
Resultando una rentabilidad antes de impuestos: Obligaciones del Estado a 10 años + 3%. Estará compuesta por dos términos:
• Retribución a la inversión (a percibir a lo largo de la vida útil de la instalación).• Retribución a la operación (cuando los costes de operación estimados sean superiores a los precios del mercado).
La retribución de cada instalación se obtiene a partir de los parámetros retributivos de la instalación tipo a la que esté asociada (Orden ministerial a publicar en el plazo de tres meses desde la publicación del RD).
Los parámetros retributivos se revisarán cada 6 años (revisión parcial cada 3) Mientras el RD no se publique se siguen percibiendo las cantidades establecidas para
posteriormente proceder a realizar, si corresponde, una reliquidación. Todas las instalaciones gestionables podrán participar en los servicios de ajuste previa
habilitación del Operador del Sistema (cumplimiento de requerimientos). Se podrán establecer incentivos económicos para el cierre definitivo de estas instalaciones si
se cumple: Que el régimen retributivo sea excesivo en el escenario económico. Que no haya riesgo de seguridad del sistema. Que no se vean comprometidos los objetivos en materias de renovables y ahorro y eficiencia
energética.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 35
Contenido de la reforma: Mecanismos de capacidad
Incentivo a la Inversión Instalaciones anteriores a 2016
• Importe: Se reduce de 26.000 a 10.000 €/MW-año.• Plazo: Se duplica el periodo de cobro pendiente.
Instalaciones posteriores a 2016• Mecanismo: Se organizarán subastas cuando el Índice de Cobertura sea inferior al mínimo
establecido (nuevas instalaciones o inversiones en existentes).• Percepción: Importe resultante de la subasta aplicado a la potencia firme durante 10 años.
Servicio de disponibilidad de potencia gestionable Tecnologías prestadoras del servicio: Centrales de carbón y de ciclo combinado habilitadas
previa solicitud al OS. Requerimientos:
• Estar habilitado para participar en el servicio de ajuste de gestión de desvíos.• Disponer de existencias de combustible en parque o contratos de suministro para ofrecer potencia
acreditada durante 15 días. Coste total del servicio: Coste de oportunidad de la tecnología marginal por la potencia
gestionable de respaldo requerida por el sistema. Asignación: Proporcional al hueco térmico registrado, disponibilidad del total de instalaciones
habilitadas y disponibilidad de la instalación en cuestión. Se reduce en función de los ingresos percibidos a través de mercado.
Financiación Mecanismos de capacidad: Comercializadores y consumidores directos (consumo nacional). Servicio de disponibilidad: Generadores en función de la firmeza de su contribución a la
cobertura demanda punta.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 36
Contenido de la reforma: Hibernación y solución de restricciones técnicas
Hibernación Potencia a hibernar: según análisis del OS. Tecnología: Ciclo combinado. Método de asignación: subasta reloj-descendente gestionada por el OS. Periodo de hibernación: anual (aunque el primero podría ser superior). Pago asociado: El resultante de la subasta. Proceso administrativo de hibernación y vuelta a la operación basado en
autorizaciones administrativas.
Solución de restricciones técnicas en entornos no competitivos Importe a percibir: Precio regulado según tecnología calculado en base a costes
variables estimados.
Grupo de trabajo con el objetivo de mejorar del funcionamiento del mercado de producción y permitir la integración a nivel europeo.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 37
Contenido de la reforma: Interrumpibilidad
Activación del servicio: Criterio económico (menor coste que los servicios de ajuste). Dos tipos de producto:
5 MW: bloques de reducción de 5 MW, como mínimo. 90 MW: bloques de reducción de 90 MW, con muy alta disponibilidad.
Tres opciones de ejecución: Instantánea: sin preaviso mínimo. Rápida: preaviso mínimo de 15 minutos. Horaria: preaviso mínimo de 1 hora.
Requerimientos: 50% del consumo en horas del periodo tarifario 6 y … 5 MW: Consumo superior a 5 MW el 85% de las horas de cada mes. 90 MW: Consumo superior a 90 MW el 97% de las horas de cada mes.
Retribución: Fija:
asociada a la disponibilidad real de potencia. Importe: resultante de una subasta reloj-descendente gestionada por el OS. Se parte de valor de
potencia a interrumpir y importe máximo. Variable (sólo aplicable a los proveedores resultantes de la subasta):
que refleja la reducción efectiva del consumo. Importe: Valor indexado al precio de la terciaria y al tipo de ejecución.
Financiación: 50% sujetos con desvíos a bajar. 50% la demanda.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 38
Contenido de la reforma: Autoconsumo
Se definen dos modalidades de autoconsumo: Consumidor que dispone de una instalación de generación, destinada a consumo
propio (P contratada <= 100 kW). No percibirán nada por los vertidos a la red.
Consumidores asociados a instalaciones de producción que figuren en el registro correspondiente.
Estarán obligados al pago del peaje de generación. Estos consumidores tendrán que hacer frente al peaje de respaldo por la energía
autoconsumida (destinado a soportar los costes de respaldo del sistema). Se crea el Registro Administrativo de autoconsumo de Energía Eléctrica. Se establece un régimen de inspecciones y sanciones (Ley 54/1997) Las instalaciones de cogeneración están exentas del pago hasta el 31 de
diciembre de 2009.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 39
Contenido de la reforma: TUR y Bono social
La actual Tarifa de Último Recurso (TUR) pasa a denominarse Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC).
La nueva TUR será de aplicación únicamente a los consumidores vulnerables (de forma excepcional también se aplicará, con recargo, a los clientes sin derecho al PVPC y a aquellos sin contrato). Se incluirán criterios de renta para reducir el número de clientes con derecho a ella.
Se establecen los requisitos para que puedan darse de alta nuevas comercializadoras de referencia que tendrán que suministrar tanto a los clientes a PVPC como a TUR.
Se define el Bono Social como la diferencia entre el PVPC y la TUR. El Bono Social será financiado por las empresas que realizan simultáneamente
actividades de producción, distribución y comercialización.
Propuestas
GDF SUEZ Energía España p. 40
Contenido de la reforma: Comercialización
Se establece el marco de las actividades de comercialización y suministro de energía eléctrica especificando derechos y obligaciones de comercializadores y distribuidores.
Se recogen expresamente los derechos de los consumidores a disponer de información, acceder a sus datos de consumo y recibir el servicio con los niveles de calidad adecuados.
Se desarrollan los procedimientos de cambio de suministrador, se definen responsabilidades de cada parte y plazos concretos para las actuaciones.
Se regula el tratamiento de los suministros esenciales. Se establecen servicios gratuitos para determinados mecanismos de atención al
cliente. Se simplifica y clarifica la factura. La función llevada a cabo por la Oficina de Cambios de Suministrador (OCSUM) será
realizada por la CNMC desde el 30/06/2014.
Propuestas
Índice
Contexto europeo Evaluación y situación actual
Sector eléctrico
Sector gasista
La política energética española. Estrategia 2030
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
Sector gasista
Situación actual Capacidad de interconexión Evolución de la demanda Evolución de la capacidad instalada Concentración del mercado
El Déficit de Tarifa
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
GDF SUEZ Energía España p. 43
España es una “Isla de Gas”, dada la reducida interconexión con Francia….
…El incremento de capacidad será la puerta
del GNL y del gas de Argelia a Europa
8,4 bcm/y
3,3 bcm/y
2,0 bcm/y
Fuente: Informe Anual 2012. ENAGAS (TSO)
Capacidad de interconexión 2012
11,2 bcm/y
MIDCAT en estudio
GDF SUEZ Energía España p. 44
Evolución de la demanda
Fuente: Informe sobre el Sistema Gasista Español. ENAGAS (TSO).
MERCADO CONVENCIONALDespués de un mínimo 2009, ligero incremento.
MERCADO ELÉCTRICOFuerte reducción (debido al descenso del consumo de los CCGT)
16.818.2
20.9
23.7
27.5
32.333.6
35.138.6
34.5 34.432
31.2
GDF SUEZ Energía España p. 45
Reparto por segmentos de consumo
Baja presión(Tarifa grupo 3)
Fuente: Informe anual SEDIGAS
Alta presión(Tarifa grupo 1 : P> 60bar Tarifa grupo 2 : 4<P<60 bar)
GDF SUEZ Energía España
75,14 bcm/y
p. 46
Capacidad instalada
Source: Informes anuales ENAGAS
Consumo total
Para cumplir con la Directiva Europea, desarrollada por las Framework Guidelines de ACER y los Network Codes de ENTSO-G, se está llevando a cabo un profundo análisis para implementar un Hub de Gas Natural. Es muy probable que dicho análisis incluya
mecanismos para fomentar el uso de las infraestructuras.
bcm/y
ICs:AlgeriaFrance
Regasification Plants
61,7 bcm/y13,43 bcm/y
Capacidad de entrada total
GDF SUEZ Energía España
2006 2007 2008 2009 2010 2011 20120.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
100.0%
63.8% 63.2%57.9%
49.6% 51.2% 50.3% 54.0%
11.7% 11.5%12.8%
12.5% 10.0% 9.0% 5.7%
7.7% 8.4%9.2%
11.4% 12.6% 14.7% 15.3%
5.0% 5.2%5.4%
5.7% 6.6% 6.9% 6.0%
1.5% 2.4% 2.3%3.6% 2.7% 2.0% 1.9%
OTROS
INCOGAS
ENERGYA VM
SONATRACH
GALP
EON
BP
BBE
GDF SUEZ
SHELL
CEPSA
EDP
ENDESA
IBERDROLA
GNF
p. 47
Concentración del mercado:Solo el 17% de la cuota de mercado es para nuevos entrantes.
Nuevos entrantes392 408 451 402 401 374
88,2% 88,3% 86,2% 82,4% 82,9% 82,6%% Principales suministradores
Source: Gas Market Report .CNE
363
83,3%
TWh
GDF SUEZ Energía España p. 48
Concentración del mercado industrial:22% de la cuota de mercado para nuevos entrantes.
Nuevos entrantes
200 213 181 196 202TWh
89% 84% 78% 81% % Principales suministradores78%2007 2008 2009 2010 2011
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
100.0%
57.9%51.2% 50.4% 50.2% 46.6%
10.8%
9.4% 6.1% 6.3%5.5%
13.3%
14.9%13.7% 15.0%
15.8%
6.9%8.8%
7.8% 9.4%9.0%
2.1% 1.0%2.2% 2.0% 2.9%
OTHERS
INCOGAS
ENERGYA VM
SONATRACH
GALP
BP
BBE
GDF SUEZ
SHELL
CEPSA
EON
EDP
ENDESA
IBERDROLA
GNF
Source: Gas Market Report .CNE
GDF SUEZ Energía España p. 49
Déficit de tarifa del Sector Gasista
-3500
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
Datos CNE (Hasta 2011)
Escenario CNE sin medidas (2011-2020)
Escenario CNE con medidas (2011-2020)
Fuente: Informe sobre el sector energético español- CNE
GDF SUEZ Energía España p. 50
Medidas ya adoptadas
Por esta razón, en el 2012 también se publicaron medidas para reducir o evitar la aparición de déficit de tarifa en el sector gasista:
Las principales medidas adoptadas son: Modificación de la metodología de retribución de los AASS y de su sistema de pago. Limitación de la construcción de nuevas infraestructuras. Sólo:
Interconexiones gasistas Suministros a nuevos consumidores que no conlleven costes añadidos al sistema.
Suspensión de la autorización administrativa y tramitación de nuevas infraestructuras (gasoductos de transporte y estaciones de regulación y medida, y nuevas plantas de regasificación).
Se postpone la puesta en marcha de la planta de regasificación de El Musel. Se incrementan un 5% de los peajes y cánones (exceptuando el término fijo y variable
del AASS).
RDL 13/2012 IET 847/2012
Índice
Contexto europeo Evaluación y situación actual
Sector eléctrico
Sector gasista
La política energética española. Estrategia 2030
Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España
Madrid, 1 de octubre de 2013
GDF SUEZ Energía España p. 52
Estrategia energética en el horizonte 2030
GDF SUEZ Energía España p. 53
Estrategia energética en el horizonte 2030.
INFORME DE LA SUBCOMISIÓN DE ANÁLISIS DE LA ESTRATEGIA ENERGÉTICA ESPAÑOLA PARA LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS Comisión de Industria, Turismo y Comercio del Congreso de los Diputados - 30 de diciembre de 2010
¿Documentos públicos sobre política energética a 2030?
Las medidas aprobadas en julio para el sector eléctrico únicamente responden a la necesidad de reducir los costes regulados en 2013.
La propuestas presentadas: • Tienen como objetivo reducir costes regulados.• Pretenden solucionar algún problema coyuntural del sector eléctrico (como la
hibernación).
En el conjunto de la Reforma del Sistema Eléctrico dada a conocer no se menciona en ningún momento las claves de la política energética del país.
GDF SUEZ Energía España p. 54
¿Qué nos queda pendiente en el corto plazo en el sector eléctrico? (I)
En relación con el funcionamiento actual del mercado de producción: • Mejorar del proceso de programación actual:
• Resolver las ineficiencias detectadas.• Adaptarse a los retos que plantea el mix de generación.
• Introducción de mecanismos que permitan e incentiven la competencia en las actividades liberalizadas optimizando así el coste del suministro para el consumidor.
Para las actividades intensivas en capital, implementación de herramientas que aseguren la recuperación de la inversión.
Adecuado reparto de los costes de la política energética definida para no penalizar a un sector frente a otro.
GDF SUEZ Energía España p. 55
¿Qué nos queda pendiente en el corto plazo en el sector eléctrico? (II)
En relación con el Mercado Interior de la Electricidad: • Con fecha 8 de agosto se aprobaron las Reglas de Funcionamiento del Mercado
y procedimientos de operación adaptados al cambio de hora de cierre del mercado diario (de 10:00 a 12:00).Posteriormente se publicarán nuevas Reglas de Funcionamiento del Mercado para implementar el algoritmo PCR (Price Coupling of Regions) en los Mercados Diario e Intradiario.El cambio se producirá el día 15 para la programación del día 16 de octubre.
• Seguir avanzando en la definición del proceso de programación tras el mercado diario:
• Mercado intradiario o mercado continuo.• Intercambio de servicios de ajuste a través de las interconexiones.• Etc.
GDF SUEZ Energía España p. 56
Estrategia energética en el horizonte 2030. Sector eléctrico
La Directiva 72/2009 dice: “consecución de un mercado de electricidad competitivo, seguro y sostenible”
Para alcanzar este objetivo se debería definir una política energética a largo plazo, estable y económicamente sostenible, que incluyese, al menos:
• Definición del mix de generación objetivo a 2030 (previa valoración de los efectos).• Definición de los modelos de futuro de las actividades de transporte y distribución
(supergrid, redes inteligentes, etc.) y fijación de los índices de calidad de suministro deseados.
• Avance hacia la participación activa de la demanda en el sistema eléctrico como medida de ahorro y eficiencia energética.
GDF SUEZ Energía España p. 57
¿Qué nos queda pendiente en el corto plazo en el sector gasista? (I)
En el muy corto plazo:• Integración de los sectores eléctrico y gasista.• Adopción de medidas urgentes que permitan :
Anular la aparición de déficit de tarifa anual. Incrementar la utilización de las infraestructuras construidas (carga de
buques desde plantas regasificadoras, almacenamiento, incremento de la interconexión con Francia, etc.).
Incrementar la competencia. En el corto y medio plazo:
• Continuar avanzando en la implementación del Gas Target Model en la Península Ibérica (hito más significativo: puesta en marcha del mercado organizado y servicios de balance).
GDF SUEZ Energía España
Desde el año 2011, hay diversos grupos de trabajo en activo analizando las condiciones que deben darse para que el hub se pueda implantar: CNE/CNMC EFET Sedigas ACIE Etc…
En la actualidad hay dos iniciativas para la puesta en marcha del mercado organizado de gas natural :
p. 58
Hacia el Hub Ibérico de Gas
GDF SUEZ Energy Europe
Gracias por su atención