Comisión Nacional de Energía de España Javier Peón Torre, Consejero

1

Regulación de la producción en régimen especial en España. La integración de las energías especiales en mercados competitivos

Comisión Nacional de Energía de EspañaJavier Peón Torre, Consejero

VII Reunión Iberoamericana de Reguladores de la Energía

Oaxaca (México), 25 a 27 de Mayo de 2003

2

Índice

1. Los impactos ambientales de la electricidad2. La internalización de costes.

2.1 Mecanismos directos2.2 Mecanismos indirectos

3. Regulación de la producción en régimen especial en España.3.1. Evolución y planificación: PFER y DP

3.2. RD 2818/19983.3. Problemas y soluciones: RD-L 6/2000 y RD 841/20023.4. Revisión de las primas3.5. Trasposición de la Directiva de renovables 3.6. Mejora de la regulación de la cogeneración

3

Central térmica

carbón/petróleo/ gas natural

1. Los impactos ambientales. Generación.

4

Las centrales térmicas tienen impactos ambientales.

Son responsables de:

68% de emisiones totales de SO2

Lluvia ácida 23% de emisiones totales de NOx

90% de emisiones de NOx procedentes de GIC*

90% de emisiones de SO2 procedentes de GIC*

Cambio Climático 27% de emisiones totales de CO2

Residuos peligrosos 95% producción de residuos de alta actividad*GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)


5


Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicasEstimación hasta 2006

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

kt

CO

2

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

kt

NO

x,

SO

2 y

p

art

ícu

las

CO2 SO2 NOx Partículas

6

1. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución

7

- Inducción electrostática

- Inducción electromagnética

- Pérdidas de energía (a través del calor)

- Ruido audible

- Radio-interferencias

- Posibles efectos biológicos

1. Los impactos ambientales. Transporte y Distribución.

8

Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes y esto puede

provocar ineficiencias de mercado. Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN

NO SON LOS QUE PAGAN. Los reguladores tienen dos opciones:

Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo) Internalizar los costes ambientales

INTERNALIZACIÓN DE LOSINTERNALIZACIÓN DE LOS COSTES AMBIENTALESCOSTES AMBIENTALES para obtener eficiencias de mercado a través de la

liberalización de forma que el desarrollo sea sostenible

2. La internalización de costes.

9

Mecanismos Directos: “Command and Control”:

• Evaluación de Impacto Ambiental (imposición de límites de emisión)• Permiso ambiental integrado (imposición de la mejor tecnología disponible)

Planificación: cumplimiento de objetivos políticos Mecanismos Indirectos:

Fiscalidad: impuestos energéticos, impuestos sobre el dióxido de carbono (incluyen el coste ambiental).

Mercado: comercio de emisiones, certificados verdes comercializables.

Incentivos económicos a las energías renovables y tecnologías eficientes (incluyen beneficios ambientales relativos).

• Primas a la producción en régimen especial • Incentivos económicos a programas de gestión de la demanda

Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Escasa experiencia en determinados mecanismos Escasa experiencia en determinados mecanismos

GRADUALIDAD Y PRUDENCIA GRADUALIDAD Y PRUDENCIA

2. La internalización de costes. Mecanismos según su incidencia en el mercado

10

MECANISMOS DE PRECIO

vs. MECANISMOS DE CANTIDAD

MECANISMOS DE PRECIO vs.

MECANISMOS DE CANTIDAD

Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio

- Comercio de emisiones (instalaciones convencionales)

- Certificados verdes (energías renovables)

Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad

- Impuesto (instalaciones convencionales)

- Tarifa o prima (energías renovables)

2. La internalización de costes. Mecanismos indirectos

11

Garantizar el suministro eléctrico,

Garantizar su calidad

Garantizar que se realice al menor coste posible

Todo ello, sin olvidar la protección del medio ambiente. Planificación Autorización y EIA Producción en Régimen Especial y objetivo 12% Programas de gestión de la demanda

3. Regulación de la producción en régimen especial.3.1. Evolución y planificación. Fin básico de la Ley

12

Consumo de energía primaria en España

54,1%

10,4%13,5% 15,5%

49,8%

17,0%12,2%

8,4%4,0%2,3%

2,0%

10,3%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

petroléo gas natural nuclear hidráulica>10MW otras renovables carbón

% s

/tot

al

1998 (114 Mtep) Escenario previsto por Plan (135 Mtep)

1998: 6,3%

2010: 12,3%

Objective 2010 by Gross Energy Demand -Decreasing petrol, nuclear and coal - Significant increasing natural gas

- Increasing RES

SPANISH PLAN FOR RENEWABLES

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Plan de Fomento de las Energías Renovables (1999)

13

Previsión 2010:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico

(58 MW en 1998, 1.844 MW en 2010)

- Se multiplica por 10 la eólica (837 MW en 1998, 8.977 MW en 2010)

- Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red

(1 MW en 1998, 316 MW en 2010)

- Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW

(1.190 MW en 1998, 2.260 MW en 2010)

- Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 271 MW en 2010)

- Desarrollo de biocarburantes


14

Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA)

Subvenciones

A la inversión 532

Al tipo de interés 592

Al combustible 354(biomasa)

Incentivos fiscales 987Total ayudas públicas (PGE) 2.468

(26% de la inversión)

Total primas (tarifa eléctrica) 2.609

TOTAL AYUDAS 5.077 M€ (845.000 MPTA)


El 50% de las ayudas procede de

la tarifa eléctrica

15

Previsión 2011:

- Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico

(58 MW en 1998, 3.176 MW en 2011 (PFER 1.844))

- Se multiplica por 15 la eólica (837 MW en 1998, 13.000 MW en 2011 (PFER 8.977) )

- Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red

(1 MW en 1998, 344 MW en 2011 (PFER 316))

- Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW

(1.190 MW en 1998, 2.380 MW en 2011 (PFER 2.260))

- Triplicar la valorización de R.S.U

(103 en 1998, 262 MW en 2011 (PFER 271))

-Cogeneración

(5.400 MW en 2001, 7.100 MW en 2011)

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. El documento de planificación (Septiembre 2002)

16

3. Regulación de la producción en régimen especial.3.1. Evolución y planificación.

Evolución de la participación que representan las energías renovables sobre la demanda en España

37.692 24.168 18.03639.540

19%20%

15%

18%20%

15%

25%

22% 22%

16%18%

24%

15%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GW

h

Renovables Hidráulica R.O. DEMANDA_GWh Participación de energías renovables

Objetivo Directiva: 29 % en

2010

17

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.1. Evolución y planificación. Demanda bruta y energía del régimen especial

Intercambios internacionales

3%

Producción en régimen especial

16%

Producción en régimen ordinario

81%

18


Evolución de la potencia instalada en régimen especial (MW)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

Fotovoltaica Eólica Minihidráulica Biomasa

Residuos Cogeneración Trat. Residuos

19

16.587

7.816

12.075

13.638

5.443

4.192

1.486 939

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

Hidráulica Nuclear Carbón Fuel+Gas Cogeneración Eólica Hidráulica RE Otros

Régimen ordinario y régimen especial total a 31/12/2002

Potencia total (2002) : 62 GW = 50 GWRO + 12 GWRE


RO

RE

20

Régimen especial

Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen:

Incorpora su energía excedentaria a la red ó participan voluntariamente en el mercado

Retribución:

Precio Mercado + Prima

Precio total (renovables)

Régimen ordinario Resto de instalaciones

Obligación de ir al mercado P>50MW

Retribución: Precio Mercado

3. Regulación de la producción en régimen especial.

3.2. RD 2818/1998

21

RD2818 Instalaciones de producción eléctrica con P<= 50 MW RD2366a Autoproductores que utilicen cogeneración u otras formas de producción térmica

a.1 Central de cogeneración da.2 Central que utiliza energía residuales sin f inalidad producción eléctrica e

b Instalaciones que utilicen renovables no consumiblesb.1 Fotovoltaica (y solar térmica) ab.2 Central eólica ab.3 Centrales que utilicen geotérmica, olas, rocas calientes ab.4 Centrales hidroeléctricas P< 10MW f b.5 Centrales hidroeléctricas 10MW <P<50MW f (>10MVA)b.6 Centrales que utilicen biomasa primaria (cultivos energ. y recursos nat.) bb.7 Centrales que utilicen biomasa sec.(tr.b.1ª.biocom.estierc, lodo, resid.agr.for.) bb.8 Centrales que ulilicen b.6 o b.7 junto con otros combustibles (<50%) bb.9 Centrales mixtas de anteriores b

c Instalaciones que utilicen residuosc.1 Centrales que utilicen residuos urbanos bc.2 Centrales que utilicen otros residuos bc.3 Centrales que ulilicen c.1 o c.2 junto con otros combustibles (<50%) b

d Instalaciones de trat. y reduc. de residuos agrícolas, ganaderos y de servicios (P<=25 MW)d.1 Instalaciones de tratamiento de purines d.2 Instalaciones de tratamiento de lodos d.3 Instalaciones de tratamiento de otros residuos

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2 RD 2818. Capítulo I. Ámbito de aplicación .

22

Autorización administrativa (construcción, explotación, transmis., mod., cierre) CC.AA DGE cuando no esté transferidas comp. ó afecte a mas CC.AA.

Requisitos Solicitar a la autoridad competente (DGE:incluir accionistas) Acreditar características técnicas y de funcionamiento Las instalaciones a y d:

Evaluación cuantitativa de los excedentesRendimiento eléctrico equivalente entre [49 ..59%]

R=(E+V)/Q REE=E/Q1=E/(Q-V/0,9) Las instalaciones a:

Unidad de autoproducción: si el productor no coincide con consumidor energ.térmica– Energía excedentaria: saldos instantáneos en todos puntos de interconexión– Consumo térmico de cualquier consumidor >= 25 % V

Autoconsumo eléctrico >=30% (<25 MW); >=50% (>=25 MW)– En la empresa propietaria de la instalac. o en empresas que participan en >10%

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Capítulo II. Procedimiento de inclusión.

23

Contrato con la empresa distribuidora: Contrato tipo similar a regulación anterior (5 años)

Derechos de los productores Transferir sus excedentes a la red siempre que sea posible técnicamente y percibir

el precio del mercado mayorista más una prima Posibilidad de realizar ofertas en el mercado y establecer CBF (¡solo perciben

prima si acceden al mercado organizado!) -periodos anuales- Incorporar toda la producción (renovables)

Obligaciones de los productoresLos titulares de a.1, a.2, b.6, b.7, b.8, c.1, c.2, c.3, d.1, d.2 y d.3 y P>10 MW

deberán comunicar a la empresa distribuidora sus excedentes para los 24 períodos de programación, a título informativo, 30 horas antes

ConexiónLa energía cedida deberá ser adquirida por la distribuidora más próxima.

El punto de conexión se solicita a la distribuidora. Si no, la aut.competente.Potencia máx. admisible =< 50% capacidad térmica diseño Fotovoltaicos: normas específicas.Los gastos de las líneas y refuerzos, a cargo de la instalación de producción.

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Capítulo III. Condiciones de entrega

24

Distribuidor

Mercado

Contrato obligatorioObligación de compra de

energía excedentaria

Régimen ordinario

Régimen especial

Precio Mercado +Prima + c.reactivaóTarifa fija (renovables)

Precio del Mercado+ Prima

Precio libre

• No es probable que se acuda al Mercado

• No se incentivan los CBF

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Capítulo IV. Régimen económico

25

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Precios finales 2003

2002 2003

GrupoTipo

instalaciónPotencia

(MW)Prima

(cent€/kWh)Prima

(cent€/kWh)Variación

03/02

A a.1 y a.2 P<=10 2,2177 2,1276 -4,1%

B b.2 2,8969 2,664 -8,0%b.3 3,0051 2,9464 -2,0%b.4 3,0051 2,9464 -2,0%b.6 2,7887 3,325 19,2%b.7 2,5783 2,5136 -2,5%

C P<=10 2,1516 2,1336 -0,8%

Articulo 31 RD2818/1998 0,583 0,577 -1,0%

D d.1 2,7106 2,945 8,6%d.2 2,7106 2,6024 -4,0%d.3 1,7369 1,6648 -4,2%

Articulo 28.3 RD2818/1998

B b.2 6,2806 6,2145 -1,1%b.3 6,3827 6,4909 1,7%b.4 6,3827 6,4909 1,7%b.6 6,1724 6,8575 11,1%b.7 5,962 6,0582 1,6%

26

Remuneración

Prima (18 – 24 €/MWh) + Precio mercado (36 – 45 €/MWh)

2003: Prima <> 1.000 M€/año

Porcentaje en tarifas que paga el consumidor:

Equivalente a una tasa parafiscal <> 7%

Ventajas:Se internalizan los beneficios ambientales en la tarifaSe promueve el cambio tecnológicoSe fomenta el ahorro y la eficiencia energéticaEfectividad: fuerte desarrollo de la minihidráulica, la cogeneración y la

eólica

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.2. RD 2818. Coste previsto en 2003

27

Problemas: Riesgo de la administración en la fijación de las primas

– Dificultad en la previsión de los costes en las tarifas• Se conoce el precio pero no la cantidad

– Riesgo de que no se desarrolle una tecnología con prima reducida, o por el contrario, riesgo de que el consumidor pague de más

Imputación del coste de los desvíos en terceros– El distribuidor carga con el coste del desvío: Producción - previsión

Problemas en la operación– Inversión de flujos en valle en determinadas zonas de distribución– Mayores necesidades de reserva

Ineficiencias técnicas y económicas-> energía sin garantíaIneficiencias técnicas y económicas-> energía sin garantía Mayor utilización de servicios complementarios y necesidades de reserva Mayor coste para el consumidor (coste de operación y desvíos)

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones

28

Soluciones técnicas (eólica): mayor firmeza a corto plazo

- Velocidad variable y control de paso de pala: control de la p.activa

- Mayor tamaño: control de la p.activa

- Energía reactiva

- Telemedida en el OS

- Predicciones meteorológicas

- Transmisión de información

- Tratamiento de datos: modelos basados en series temporales y métodos

estadísticos (RU, Dinamarca, Alemania, Grecia, USA,...)

CONJUNTO DE PARQUES: ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE

FUNCIONAMIENTO CON UNA CIERTA PRECISIÓN ( >90%, 4 horas antes del tiempo real)


29


Soluciones técnicas (eólica): SIPREOLICO

30

Soluciones regulatorias: mayor firmeza a corto plazo

Energía Eventual Energía Garantizada (term.horarios)

Los SS.CC. de regulación son inferiores

Los distribuidores no soportan los desvíos

INCENTIVANDO LA ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA

INCENTIVANDO LA PARTICIPACIÓN EN MERCADO


31

OBJETIVO: Avanzar en la introducción de la competencia. Introduce incentivos económicos adicionales para que el RE participe en el mercado y obliga a las instalaciones > 50 MW a esta participación.

CARACTERÍSTICAS de esta participación:

•Art.17: Ofertas del RE al operador del mercado.

- Instalaciones > 50MW (aprox. 700MW) OBLIGATORIO

- Cogeneración > 5MW (+ de 3.000MW) VOLUNTARIO

- Se desarrollarán mecanismos de acceso al mercado de TODO el RE.

•Art.18: Si el RE no realiza ofertas, cesión de excedentes a los distribuidores.

- Comunicación del programa de excedentes OBLIGATORIO para:

* Cogeneración, biomasa, residuos y trat. residuos >10MW.

- En cogeneración, si desvío > 5%, se repercute el sobrecoste.

•Art.21: los comercializadores pueden realizar contratos de adquisición de

energía con TODOS los productores en RE.

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones: RD Ley 6/2000

32

VENTAJAS para el mercado:

DINÁMICO: nuevos productores (15% de la potencia)MERCADO EFICIENTE: se reducen desvíos y sobrecostes.

SEGURIDAD: incremento de seguridad del suministro a L/P.

MEDIDAS: - Extensión del incentivo de GdP 9 €/MWh (1,5 PTA/kWh) - Tratamiento simétrico al de los consumidores cualificados.

- Ofertas conjuntas a través de un agente vendedor- Participación en mercados intradiarios- Computo del desvío neto

- Prima y garantía de potencia por la energía excedentaria vertida- Prima a los CBF a través del distribuidor- Si no participa en el mercado, obligación de proporcionar programa a todo el RE > 5 MW, y distribuidor realice dos ofertas (compra y venta)

El carácter VOLUNTARIO apoya el Plan de Fomento de las Energías Renovables,no lo distorsiona.

Propuesta: incluir TODO EL RE

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. Informe de la CNE

33

Desarrolla tres artículos del RD Ley 6/2000 sobre: Artículo 17:

Incentivación de participación voluntaria de instalaciones > 1MW en el mercado Finalización periodo transitorio de instalaciones existentes > 50 MW

Artículo 18: Medidas complementarias para determinadas instalaciones que no participa en el

mercado, con el fin de separar los efectos de sus desvíos sobre las distribuidoras

Artículo 21: Regulación de los contratos bilaterales entre productores en régimen especial y

comercializadores.

Además, Eleva la prima de la energía solar térmica a 12 cts€/kWh (20 PTA/kWh) Introduce un incentivo transitorio a la cogeneración que participa en el

mercado cuando precios del gas natural superan 1,2 cts€/th PCS (2 PTA/th PCS).

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002

34

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Participación actual en mercado

50<P<=100 MW Instalaciones con obligación de ir al mercado1<P<=50 MW Instalaciones con opción de ir al mercadoP<=1 Instalaciones en régimen especial

Potencia Instalada en Régimen Especial Peninsular a febrero-2003

10.191

355 625

559

98

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Ventas a laDistribuidora

Participación en elmercado

MW

NºInstalaciones en Régimen Especial Peninsular a febrero-2003

1089

1207

22

1

70

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Ventas a laDistribuidora

Participación en elmercado

NºI

nst

35

RD 2818/1998:RD 2818/1998:

Retribución = (P.marg. + SS.CC + GdP)d + Pr + ER Cogeneración <10 MW = ( 3,11 + 0,12 + 0,48 ) + 2,13 + 0,24 = 6,08 c€/kWh

Cogeneración 20 MW = ( 3,11 + 0,12 + 0,48 ) + 1,42 + 0,24 = 5,37 c€/kWh

Eolica = ( 3,11 + 0,12 + 0,48 ) + 2,66 + 0,24 = 6,61 c€/kWh

RD 2366/1994: RD 2366/1994:

Retribución = (Fact. Básica + ER + DH) kf – AI Cogeneración <10 MW = ( 5,60 + 0,24 + 0,00 ) *0,9 - 0,00 = 5,26 c€/kWh

Cogeneración 20 MW = ( 5,34 + 0,24 + 0,00 )*0,86 - 0,00 = 4,79 c€/kWh

Eólica = ( 6,25 + 0,24 + 0,00 )*0,93 - 0,00 = 6,02 c€/kWh

RD 841/2002:RD 841/2002:

Retribución = (P.marg. –B - D + SS.CC.+GdP´)g +Pr +INC Cogeneración <10 MW = ( 3,11 - 0,11 - 0,00 + 0,00 + 0,90 ) + 2,13 - 0,03 = 6,00 c€/kWh

Cogeneración 20 MW = ( 3,11 - 0,11 - 0,00 + 0,00 + 0,90 ) + 1,42 + 0,38 = 5,70 c€/kWh

Eólica = ( 3,11 - 0,11 - 0,00 + 0,00 + 0,90 ) + 2,66 + 0,00 = 6,56 c€/kWh CONCLUSIONES:

a) Renovables: el incentivo de acceso al mercado (0,3 c€/kWh) se ve anulado, por pago de la banda (0,11 c€/kWh) y por no aplicar el complemento de reactiva (0,24 c€/kWh).

b) Cogeneración: Incentivo real a mediana y grande.

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002 Incentivo real a participar en el mercado

36

Precios medios de cogeneración según RD 841/02 y según RD 2366/94 Año 2002

4

5

6

7

8

9

10E

ne

ro

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Jun

io

Julio

Ag

ost

o

Se

ptie

mb

re

Oct

ub

re

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

cen

t€/k

Wh

RD841 P<=15MW

RD841 15<P<=30MW

RD841 30<P<=50MW

RD2366 P<=15MW

RD2366 15<P<=30MW

RD2366 30<P<=50MW

cent€/kWh 2002 RD 841/02 RD 2366/94 Dif 1<P<=15MW 6,4912 7,1015 -0,610315<P<=30MW 6,2083 6,1584 0,050030<P<=50MW 5,9078 4,8123 1,0955

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.3. Problemas y posibles soluciones. RD 841/2002Incentivo real. Cogeneración mediana y grande

37

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.4. Metodología de revisión de primas de R. Especial

NORMATIVA ARTÍCULO CRITERIOS

Artículo 30.4.

1. Precio renovables (excep. Hidro > 10MW) en la banda 80-90% del precio final de la electricidad

2. Costes de Inversión (rentabilidad razonable)

(1)

3. Mejora Medioambiental (2)

4. Ahorro Energía Primaria (3)

5. Eficiencia Energética (4)

6. Nivel de Tensión (5)

Ley 54/1997 del Sector Eléctrico

D.T. Decimosexta

- Cuota energías renovables 12% (Δ)

Real Decreto 2818/1998 Artículo 32

7. Revisión según el precio de energía eléctrica en el Mercado

(a)

8. Revisión según la participación en la cobertura de la demanda

(b)

9. Revisión según la incidencia en la gestión técnica del sistema

(c)

Objetivos de la Planificación Energética

Plan de Fomento de las Energías Renovables de 30.12.99

Documento de Planificación de 13.9.02

(Δ)

(β)

38

OBJETIVO: establecer el procedimiento de conexión a la red y las normas de operación

ÁMBITO DE APLICACIÓN:-Instalaciones de producción de potencia igual o inferior a 50 MW. -Excluidas fotovoltaicas de potencia no superior a 100 kVA conectadas en BT.

BASE DE PARTIDA:- RD 2818/98

- RD 1955/00 PRINCIPIOS (RD 1955/00):

-Inexistencia de reserva de capacidad-Resolución de congestiones: procedimiento no discriminatorio-Telemedida-Programa-Teledisparo

ESTRUCTURAPUNTO DE CONEXIÓN Y CONDICIONES TÉCNICAS DE LA CONEXIÓNCOND. TÉCNICAS DE LA PUESTA EN MARCHACOND. TÉCNICAS DE OPERACIÓN

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.5 Trasposición de la Directiva de Renovables Propuesta de RD de conexión y operación

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Sistema de garantía de origen

a) Oficial Organismo de certificación Organismo de supervisión

b) Privado RECS

El control de tensión Incluir al régimen especial conectado a RdT en PO 7.4 Elaborar PO de control de tensión en distribución

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.5 Trasposición de la Directiva de Renovables

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•Posibles Puntos de Estudio:

Participar en el mercado como un generador más, sin primas, y con posibilidad de prestar todos los servicios.

Eliminación de la limitación de autoconsumo eléctrico mínimo.

Eliminación de la limitación de incorporación al sistema exclusivamente energía excedentaria.

Eliminación de la limitación de cesión de energía térmica.

Consideración especial de la garantía de potencia y su retribución como caso de generación distribuida.

Examen de los costes evitados al sistema en transporte y distribución (inversiones y pérdidas).

Análisis económico por emisiones evitadas: trading de emisiones o prima

3. Regulación de la producción en régimen especial. 3.6 Mejora de la regulación de la cogeneración

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FINAL DE LA

PRESENTACIÓN

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Comisión Nacional de Energía de España Javier Peón Torre, Consejero