Source: https://issuu.com/josemanuelalmendrosulibarri5/docs/t8_gii_18
Timestamp: 2018-07-20 11:04:28+00:00

Document:
el sector de las energías renovables by jose manuel almendros ulibarri - Issuu
Oposición de Ingenieros Superiores de Minas 2018
J.M.A.U
Tema 8: LAS ENERGÍAS RENOVABLES: LA ENERGÍA EÓLICA, BIOMASA, HIDRÁULICA, SOLAR. LA COGENERACIÓN. LA GEOTERMIA. ANÁLISIS SECTORIAL, EVOLUCIÓN Y PERSPECTIVAS. CONTRIBUCIÓN DENTRO DEL BALANCE ENERGÉTICO.
Energías renovables.........................................................................................................................................1 1.1 Energía solar...........................................................................................................................................2 1.2 Energía eólica.........................................................................................................................................4 1.3 Energía de la biomasa.............................................................................................................................5 1.4 Energía hidráulica...................................................................................................................................6 1.5 Energía geotérmica.................................................................................................................................6 1.6 Cogeneración..........................................................................................................................................7 2. Evolución, análisis sectorial y perspectivas....................................................................................................7 3. Contribución dentro del balance energético..................................................................................................10
1. Energías renovables Las energías renovables (EERR), se obtienen de recursos limpios e inagotables. Por su origen, tienen impacto ambiental nulo y, además, por su carácter autóctono contribuyen a disminuir la dependencia energética, permiten diversificar el abastecimiento y favorecen el desarrollo industrial y tecnológico así como la creación de empleo. Por dichas razones, el desarrollo de las EERR, es un asunto central en la política energética nivel internacional. Más si cabe en el caso de Europa y España, ambos grandes consumidores de energía y ambos altamente dependientes de unos suministros exteriores expuestos a menudo a riesgos y tensiones geopolíticas. Infelizmente, en el pasado reciente, la producción de energía por fuentes renovables era, por norma general, más costosa que su producción por fuentes convencionales por lo que su expansión ha dependido de diversos esquemas de ayudas estatales. (ver funcionamiento y tipos de centrales eléctricas). Sin embargo, tras años de recorrido por la curva de aprendizaje, muchas tecnologías ya son económicamente competitivas con las convencionales. Por el contrario, otras sólo lo serán a medio o largo plazo. En este sentido podemos señalar que las instalaciones eólicas, las centrales minihidráulicas y las instalaciones de solar térmica y solar fotovoltáica han alcanzado o incluso superado el umbral de rentabilidad (o paridad de red). La paridad de red se define como el momento en el que una fuente de generación de energía puede producir electricidad a un coste inferior o igual al precio generalista de compra de la electricidad directamente de la red. En algunas tecnologías concretas se necesitan aun de mecanismos de apoyo que permitan el desarrollo de la tecnología y la promoción, en su caso, de instalaciones de demostración. Cuando hablamos de recorrido por la curva de aprendizaje de una tecnología nos referimos a un aumento de los rendimientos junto con un abaratamiento de costes. Dados los costos de instalación y el rendimiento de las tecnologías de energías renovables actuales, así como los costos de las tecnologías tradicionales, es evidente que la generación de energía renovable se está acercando cada vez más, sin necesidad de apoyo financiero, al nivel de competitividad de los combustibles fósiles. Así, los precios de los módulos solares fotovoltaicos, en 2015, son entre un 75% y un 80% más bajos de lo que eran a finales de 2009. Entre 2010 y 2014, el costo normalizado de la electricidad relativo a la energía solar fotovoltaica generada a escala de servicio público se redujo a la mitad. Los proyectos de generación de energía solar fotovoltaica a escala de servicio público más competitivos a día de hoy proporcionan electricidad competitiva. Lo mismo puede decirse de la eólica on-shore con una reducción de costes del 25% en el mismo período. Por lo general, la energía solar de concentración y las instalaciones eólicas costeras siguen siendo todavía, a día de hoy, opciones más caras que la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles, con la excepción de las instalaciones eólicas costeras situadas en planicies de marea. Sin embargo, estas tecnologías Tema 8 Grupo II 1
se encuentran en una fase inicial de desarrollo. Ambas representan importantes fuentes de energía renovable que tendrán un peso cada vez mayor en la futura matriz energética, ya que sus costos seguirán disminuyendo. Los costos de las tecnologías más desarrolladas de generación de energía renovable —producción de energía a partir de biomasa, geotérmica e hidroeléctrica— se han mantenido estables, en líneas generales, desde 2010 y son competitivas desde hace tiempo (hidraúlica) o donde hay recursos y la estructura de abastecimiento energético no es sólida. Otro impulso a la transformación del sistema energético vendrá del desarrollo y difusión de tecnologías eficientes de almacenamiento a pequeña escala, que facilitan la integración del potencial renovable. Conscientes del cambio, las eléctricas europeas han comenzado a ofrecer la puesta en servicio y gestión de instalaciones de generación renovable de este tipo. Como inconvenientes de estas energías podemos señalar su impacto visual (según el tipo de instalación), los requerimientos, en general, de grandes superficies para su instalación y, sobre todo su gestionabilidad. Debe asociarse el concepto gestionabilidad al de irregularidad. El sistema eléctrico en su vertiente generación debe hacer frente a una curva diaria de demanda eléctrica y debe estar preparado para satisfacerla con la suficiente antelación. Por ello, para poder integrar la generación eléctrica renovable en la red eléctrica ha habido que desarrollar sistemas para gestionarla de la misma forma que se hace desde REE con la generación convencional. Este sistema CECRE de REE asigna a las centrales renovables unas consignas de generación horaria, en base a la demanda prevista y a unas previsiones de producción que las centrales renovables han enviado con 30 horas de antelación. Existen incentivos y penalizaciones en el cobro de primas si la producción real se ajusta o desajusta de la previsión enviada al CECRE. A día de hoy son perfectamente gestionables y de hecho cubren más del 40% de la demanda eléctrica y experimentan picos temporales del 80% y 90% de cobertura. En la actualidad hay disponibles una serie de tecnologías renovables que nos permiten la generación de energía eléctrica, térmica o la fabricación de biocarburantes aptos para transporte. Se representan en la matriz siguiente.
Tema 8 Grupo II 2
1.1 Energía solar Es la energía obtenida directamente del sol, en forma de calor o transformada en electricidad. Energía solar fotovoltaica: Consiste en el aprovechamiento y transformación de la energía que recibimos del sol en energía eléctrica. La radiación solar llega a los módulos fotovoltaicos, produciendo una corriente eléctrica que puede consumirse directamente en CC, almacenarse en baterías o adaptarse para ser incorporada a la red eléctrica. Estos sistemas se ven influidos por la temperatura y la irradiación solar. La primera al aumentar hace disminuir el rendimiento. La potencia aumenta con la segunda. En determinadas regiones con condiciones favorables ya puede hablarse de paridad de red. Los precios de los Paneles Fotovoltaicos, que es el ítem más caro de un sistema fotovoltáico (junto con las baterías), se ha reducido a más de 20 veces su precio en los últimos 30 años, sin embargo, el costo actual de la electricidad producida a pequeña escala no es lo suficientemente más bajo que el precio en el mercado mayorista de electricidad por lo que los períodos de retorno de inversiones de este tipo son elevados. Otro inconveniente de esta fuente de energía es el bajo rendimiento y la necesidad de amplios espacios para conseguir instalar potencias considerables. A gran escala la tecnología está en paridad de red. Energía solar térmica: Aprovecha la energía recibida del sol para calentar un fluido que circula por el interior de un dispositivo de captación, generalmente agua. Esta energía puede utilizarse para climatización de edificios y piscinas, producción de agua caliente o aplicaciones industriales. Suele utilizarse para Agua Caliente Sanitaria (ACS) aunque puede diseñarse como sistema de apoyo a la calefacción (apoyo 40%). Por la vertiente doméstica, el 29 de septiembre de 2006 entró en vigor en España el Código Técnico de la Edificación que en su Documento Básico HE establece la obligatoriedad de implantar sistemas de agua caliente sanitaria (ACS), o mejor dicho, una contribución al ACS mínima, con energía solar en todas las nuevas edificaciones pero que olvida la calefacción. Esta obligatoriedad se recoge en las ordenanzas solares de los Ayuntamientos. La energía solar fotovoltaica sólo es obligatoria, por ahora, para centros comerciales, polideportivos, hospitales, etc, no para el sector doméstico. Otra de las más prometedoras aplicaciones de la energía solar térmica será la refrigeración mediante máquinas de absorción. Esta tecnología se denomina frio solar. Es una tecnología basada en el principio de condensación y evaporación de un refrigerante a diferentes presiones, que también se utiliza por ejemplo en las bombas de calor/frio. Energía solar termoeléctrica: Nos referimos a las centrales solares en las que se genera electricidad a partir de la energía recogida en un fluido que se calienta mediante unos campos solares con de alta concentración. Ese fluido caliente puede efectuar directamente el ciclo de conversión termodinámica, por ejemplo en el caso de que sea vapor o aire. En otros casos, el fluido calentado por el campo Tema 8 Grupo II 3
solar intercambiará su energía con los fluidos que se utilizarán en las turbinas o con otro fluido, como es el caso de los sistemas que utilizan aceites térmicos como fluido primario y que posteriormente entregarán su energía al vapor que moverá la turbina o a las sales fundidas que se utilizarán como sistema de almacenamiento. Es una tecnología renovable con capacidad de almacenamiento. Hasta la fecha se han desarrollado cuatro tipos diferentes de tecnologías termosolares. Cada una de ellas se encuentra en distintas fases de desarrollo e implantación. El tipo de tecnología más extendido es la de canales parabólicos. Algunas disponen de un sistema de apoyo, con combustible auxiliar (gas, biomasa…), para garantizar el suministro de energía eléctrica en ausencia de Sol. También pueden disponer de almacenamiento térmico, mediante sales fundidas o aceite térmico, para poder proporcionar energía eléctrica durante algunas horas sin Sol. En España cabe destacar la instalación de Gemasolar es la primera planta a escala comercial en el mundo que aplica la tecnología de receptor de torre central y almacenamiento térmico en sales fundidas. Una de las posibilidades que ofrece la energía solar fotovoltaica (y eólica de pequeña potencia), es el autoconsumo regulado por RD 900/2015. . En él se establece que todos los consumidores sujetos a cualquier modalidad de autoconsumo tendrán la obligación de contribuir a los costes y servicios del sistema por la energía autoconsumida, cuando la instalación de generación o de consumo esté conectada total o parcialmente al sistema eléctrico. El Gobierno, finalmente, libró de esta tasa a los pequeños consumidores, aquellos con una potencia contratada menor de 10 kilovatios, que son la mayoría de los hogares, y a aquellos que están fuera de la Península. En el real decreto se establecen dos categorías de autoconsumidores enganchados a la red: los pequeños —con instalaciones de menos de 100 kilovatios— y los grandes, que superan ese límite. Los pequeños pueden verter a la red el sobrante de la energía que generan, aunque no reciben ni un euro por ello. A los mayores sí se les paga por el sobrante. El precio es el que marca el mercado a la hora a la que se suelte la energía a la red. Asimismo, la regulación contiene un registro de autoconsumo con el objetivo del adecuado seguimiento de los consumidores acogidos a estas modalidades. Además se establece la posibilidad de realización de planes de inspección de la aplicación de las condiciones económicas de los suministros acogidos a modalidades de autoconsumo.
Cabe destacar que la transposición de la Directiva de Eficiencia Energética 2012/27/UE que obliga a auditorías energéticas a grandes empresas (< 250 empleados) y la reforma del código técnico de la edificación en curso hacia mayores cotas de eficiencia energética deberían jugar a favor de la implantación de la energía solar (y otras tecnologías renovables) en los sectores residencial, servicios e industrial.
1.2 Energía eólica La energía del sol calienta la atmósfera creando corrientes de aire o viento que mueven las aspas de los aerogeneradores o turbinas eólicas, transmiten el movimiento a un eje central o buje. Este buje mueve un alternador que genera una electricidad que luego es transformada y puesta en la red. En las instalaciones minieólicas se utilizan baterías para almacenar la electricidad producida para su consumo posterior Estos aerogeneradores suelen ser de pequeña potencia, generalmente entre 1,5 y 6 kW, y pueden complementarse con sistemas de otras energías renovables, como la fotovoltaica, a través de tecnologías mixtas. Las instalaciones eólicas conectadas a la red, conocidas como parques eólicos, disponen de aerogeneradores que miden más de 90 o 100 metros y pueden instalarse en tierra o mar. En este caso, en el que se vierte a la red la energía Tema 8 Grupo II 4
generada, las potencias de los aerogeneradores han experimentado un enorme cambio en las últimas décadas, pasando de potencias de alrededor de 100 kW en la década de los 80, a los ya comúnmente instalados de 2 MW o 3 MW los más potentes. Además, existen ya en el mercado máquinas de potencias superiores, de hasta 4,5 MW, que se están implantando en los nuevos parques eólicos. Para el aprovechamiento de la energía eólica marina se utilizan generalmente aerogeneradores de mayor potencia, de entre 3,5 y 5 MW e incluso superiores ya que las condiciones del viento en el mar son más constantes, ya que este encuentra menos obstáculos (menos resistencia que disipa menos energía contenida en su corriente), y en estas condiciones de funcionamiento más continuo, cuanto más potentes y grandes son los aerogeneradores, mejor rendimiento ofrecen. A mayor rendimiento y potencia más electricidad entregada al mercado y más rápida amortización de las inversiones offshore que son alrededor de un 30% mayores que en tierra. En el caso español, las propuestas de construcción de parques marinos se encontró con rechazos sociales importantes, que planteaban posibles incidencias en los ecosistemas. Está publicado el mapa de valoración de las costas españolas a efectos de posibles emplazamientos de parques eólicos marinos que ha cerrado la posibilidad de instalación en determinadas zonas próximas a la costa y la abre en otros. A la vez, abre el camino a los emplazamientos a mayores distancias de la costa. También se ha definido el proceso administrativo que una empresa que quiera llegar a explotar un parque off-shore debe seguir y que comienza con un permiso para pruebas e investigación de potencial de los que se han otorgado varios. Hay que señalar que la prospectiva tecnológica en eólica marina ya considera la posible instalación de aerogeneradores amarrados al fondo con profundidades de 50 m, pero que además asume la implantación de grandes aerogeneradores en plataformas flotantes. En España la mayoría de los emplazamientos son profundos, encareciéndose su instalación. En cuanto a la energía eólica terrestre, ha vivido ya gran parte del periodo de aprendizaje y en la actualidad sus costes nos muestran que está cercana a los niveles de competencia con las opciones convencionales. El problema es que las ubicaciones con más disponibilidad de recurso eólico están ocupadas desde hace tiempo. Un tiempo en que los aerogeneradores ofrecían menores rendimientos pero que sin embargo no es tan lejano como para que se hayan amortizado las instalaciones, y por tanto no aplica la repotenciación (sustitución en el emplazamiento de antiguos aerogeneradores por otros más modernos de mejores prestaciones).
1.3 Energía de la biomasa Biomasa es cualquier fracción biodegradable de productos y residuos de origen biológico procedente de actividades agrarias y pesqueras (residuos agrícolas y ganaderos), de la silvicultura (residuos forestales), así como la fracción orgánica de los residuos industriales y municipales. Ejemplos de ello son: poda de olivo y encina, hueso de aceituna y orujillo; y cáscara de frutos secos Cuando la biomasa se procesa para uso energético se convierte en un biocombustible, que puede ser sólido (astilla, pellets o pequeños cilindros de madera triturada y prensada, hueso de aceituna limpio, etc.), líquido (biocarburantes líquidos, como biodiésel o bioetanol) o gaseoso (biogás o gas de síntesis). Su contenido energético puede aprovecharse a través de diferentes procesos de transformación para obtener energía útil en sus diversas formas: energía térmica (calor), electricidad o energía mecánica (biocarburantes): Biomasa térmica: el uso de biocombustibles en calderas, estufas, hornos o chimeneas produce calor para climatización (frío y calor), agua caliente sanitaria o proceso industrial. Biomasa eléctrica: los biocombustibles se utilizan en calderas para producir vapor que se aprovecha en una turbina para generar electricidad. También pueden transformarse en gases (biogás en procesos de digestión anaerobia o gas pobre en procesos de gasificación) que se utilizan en turbinas de gas o motores alternativos. Los biocarburantes son combustibles de origen renovable que pueden utilizarse como sustitutivos (puros o mezclados en distintas proporciones) o aditivos de los carburantes convencionales: gasóleos y gasolinas. Se pueden destacar dos tipos de biocarburantes: Tema 8 Grupo II 5
El biodiésel se produce a partir de aceites y grasas de origen vegetal y animal. Esta materia grasa se transforma en un carburante de propiedades similares al gasóleo, mediante un proceso químico denominado transesterificación. El biodiésel está indicado para ser utilizado en motores diesel convencionales. El bioetanol es un alcohol de origen vegetal que se obtiene a partir de la fermentación de sustancias azucaradas. Ésta puede obtenerse por diferentes métodos, empleando cultivos ricos en azúcar, cereales y residuos vegetales. Su uso está indicado para motores de gasolina, como aditivo o en mezcla directa con el combustible. En mayores proporciones (hasta un 85%) sólo puede emplearse en vehículos específicos, denominados “flexifuel”. En la actualidad se investiga en nuevas materias primas y procesos para obtener biocarburantes más sostenibles y baratos, conocidos como biocarburantes de segunda, tercera e incluso cuarta generación.
1.4 Energía hidráulica La energía hidráulica se obtiene aprovechando la energía del agua en forma de movimiento y altura. Al pasar por una turbina se obtiene electricidad que se inyecta a la red. Este recurso natural se viene aprovechando desde tiempos antiguos y ha ido evolucionando en su tecnología hacia grandes instalaciones, aunque todavía se están rehabilitando pequeñas instalaciones abandonadas que vuelven a resultar rentables y útiles en la actualidad. Esta energía se denomina minihidráulica cuando tiene potencia menor de 10 MW. El impacto ambiental que generan es menor, al no tener que desviar el cauce natural del río, respetando su fauna. Existen básicamente dos tipos de aprovechamiento hidráulico, según la tecnología empleada: En las centrales de agua fluyente o en canal se desvía el curso fluvial mediante canales sobreelevando el nivel del agua hasta una “cámara”. Desde allí se lleva hacia la turbina, que convierte la energía de movimiento del agua en electricidad, que se inyecta a la red. Tras atravesar la turbina, el agua se devuelve al cauce natural del río. Las centrales a pie de presa aprovechan el desnivel creado por la propia presa. Los caudales de salida se turbinan, y pueden regularse según los usos de la presa (hidroeléctricos, regadíos o abastecimientos). La energía hidráulica es la fuente renovable de electricidad más utilizada en el mundo. España posee un gran parque hidroeléctrico, con unas 1300 centrales y 900 minicentrales que en total generan unos 23.000 MWh. En nuestro país esto supone el 18 % del total de electricidad que producimos. Sin embargo, la irregularidad pluviométrica obliga a tener un considerable parque térmico como back-up del sistema. La construcción de presas de tamaño medio o grande no es una opción factible en nuestros ríos, que ya tienen cubierta en general esta opción. Las pequeñas instalaciones, minihidráulicas están encontrando rechazos sociales significativos, y su potencial energético no es muy importante. En este sentido la potencia eléctrica neta instalada en nuestro sistema hidráulico. En este sentido es preciso pensar en la construcción de presas de bombeo para atender la regulación del sistema eólico como en la isla del Hierro en Canarias. Una central hidroeléctrica de bombeo es un tipo especial de central hidroeléctrica que tiene dos embalses. El agua contenida en el embalse situado en el nivel más bajo —embalse inferior—, es bombeada durante las horas de menor demanda eléctrica al depósito situado en la cota más alta —embalse superior—, con el fin de turbinarla, posteriormente, para generar electricidad en las horas de mayor consumo eléctrico. Por tanto, estas instalaciones permiten una mejora en la eficiencia económica de la explotación del sistema eléctrico al almacenar electricidad en forma de agua embalsada en el depósito superior. Constituye en la actualidad la forma más económica de almacenar energía eléctrica.
1.5 Energía geotérmica El interior de la tierra almacena, en forma de calor, una importante energía renovable, la energía geotérmica. El subsuelo se convierte en un inmenso acumulador, una fuente de energía inagotable y limpia. La temperatura de la tierra aumenta a medida que profundizamos hacia el interior. Según la zona geográfica, la temperatura es diferente y determina el posible aprovechamiento energético: electricidad y usos térmicos. Existen varios tipos de energía geotérmica: Tema 8 Grupo II 6
-Alta temperatura se usa para producir electricidad. Se da en determinadas zonas de la tierra que disponen de acuíferos cuya temperatura está comprendida entre 150 y 400ºC. -Temperaturas medias, en zonas con temperaturas en torno a los 70-150ºC, se pueden instalar pequeñas centrales eléctricas. -Baja y muy baja temperatura (entre 15 y 60º), es una energía que podemos aprovechar para obtener calor y frío y sus aplicaciones son múltiples: Calefacción a través de suelos radiantes, radiadores, fancoils, agua caliente sanitaria, refrigeración, etc. por lo que su uso es posible tanto en el ámbito doméstico como en el industrial (viviendas, colegios, hospitales, hoteles, fábricas, invernaderos, instalaciones deportivas, centros comerciales, entre otros). El uso más común de la energía geotérmica es mediante bombas de calor/frio. Dentro de la tierra es mucho más constante y menos estacional que en la superficie. En estas condiciones una bomba de calor/frio funciona de manera mucho más eficiente.
1.6 Cogeneración La cogeneración es un sistema de producción de calor y electricidad de alta eficiencia. La eficiencia de la cogeneración reside en el aprovechamiento del calor residual de un proceso de generación de electricidad para producir energía térmica útil (vapor, agua caliente, aceite térmico, agua fría para refrigeración, etc). Por este motivo los sistemas de cogeneración están ligados a un centro consumidor de esta energía térmica.
La cogeneración de alta eficiencia aporta los siguientes beneficios: 1. Disminución de los consumos de energía primaria 2. Disminución de las importaciones de combustible ( ahorros en la balanza de pagos del país) 3. Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (herramienta para el cumplimiento del Protocolo de Kyoto) 4. Disminución de pérdidas en el sistema eléctrico e inversiones en transporte y distribución. Aumento de la garantía de potencia y calidad del servicio eléctrico. 5. Aumento de la competitividad industrial y de la competencia en el sistema eléctrico. 6. Promoción de pequeñas y medianas empresas de construcción y operación de plantas de cogeneración. 7. Motivación por la investigación y desarrollo de sistemas energéticos eficientes. Existe todavía un buen potencial para instalaciones de cogeneración de alta eficiencia que debe utilizarse La microcogeneración es el término empleado para denominar la cogeneración hasta 50 kW. El concepto se extiende habitualmente hasta la cogeneración de pequeña escala, que extiende dicha potencia hasta 1 MW y se usa en los sectores residencial y terciario para generación de ACS, calefacción y frío.
2. Evolución, análisis sectorial y perspectivas La Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, establece para cada país de la UE los objetivos nacionales en materia de energías renovables al año 2020. De acuerdo con lo establecido en la misma, el 6 de julio de 2010 fue remitido a la Comisión Europea el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020, de fecha 30 de junio de 2010. Dicho plan fue actualizado y sustituido posteriormente por un nuevo PANER de fecha 20 de diciembre de 2011, que fue remitido a la Comisión Europea el 5 de enero de 2012. Con objeto de facilitar el seguimiento de la Directiva, EUROSTAT, en colaboración con los Estados miembros a través de su Energy Statistics Working Group (ESWG), ha desarrollado la herramienta informática armonizada Tema 8 Grupo II 7
SHARES (Short Assessment of Renewable Energy Sources), que permite determiner la cuota de energías renovables sobre el consumo final bruto de energía de acuerdo con las definiciones establecidas en la Directiva. Este instrumento, junto a otra información con origen en las estadísticas energéticas de energías renovables y la información de seguimiento, ha permitido remitir a la Comisión Europea tres informes de progreso de España en cumplimiento del artículo 22 de la mencionada directiva, correspondientes a los periodos 2009-2010, 2011-2012 y 2013-2014. El próximo informe cubriendo el periodo 2015-2016 deberá será remitido a la Comisión Europea el 31 de diciembre de 2017. La actualización del SHARES para el año 2015, sitúa la cobertura de las energías renovables sobre el consumo final bruto en el 16,2%, con unas cuotas en calefacción y refrigeración del 16,8%, en electricidad del 36,9% y en transporte del 1,7%. Como puede observarse en la figura, España prácticamente ha duplicado en los últimos diez años su cuota de energías renovables en el consumo final bruto de energía, apuntando una tendencia que, de continuar en los próximos años, permitiría cumplir con el objetivo establecidos por la Directiva 2009/28/CE para España en lo que a participación de las fuentes renovables en el consumo final bruto de energía se refiere. El consumo de energías renovables para satisfacer las demandas térmicas de calefacción y refrigeración también continua incrementándose tanto en términos nominales como en términos relativos de cobertura. Durante 2015 la cuota de cobertura con energías renovables de los consumos destinados a calor y refrigeración supero en 3,4 puntos porcentuales las previsiones del Plan de Acción de Acción Nacional de Energía Renovables (PANER) 2011-2020. El mayor crecimiento de las fuentes de energías renovables se registra en el sector eléctrico, (figura), en él se han alcanzado cuotas del 36,7% en 2013, del 37,8% en 2014 y 36,9% en 2015, frente a porcentajes del 31,6% y 33,5% en los años 2011 y 2012 respectivamente. Durante 2015 la cuota de cobertura con energías renovables destinadas a la generación eléctrica supero en 2,8 puntos porcentuales las previsiones del Plan de Acción de Acción Nacional de Energía Renovables (PANER) 2011-2020, aunque fue en 2014 cuando el diferencial de esta cuota con respecto a las previsiones PANER alcanzó su punto máximo con 4,3 puntos porcentuales.
Con respecto a la incorporación de nueva potencia renovable al parque generador eléctrico, el 14 de enero de 2016 se convocó la subasta para la asignación de régimen retributivo específico a instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de tecnología eólica y biomasa. La subasta se resolvió el 18 de enero con la adjudicación de una potencia de 200 MW para centrales de biomasa y 500 MW para plantas de energía eólica. Posteriormente, el 17 de mayo de 2017 y el 26 de julio de 2017 se convocaron sendas subastas de asignación del régimen retributivo específico de producción eléctrica a partir de fuentes de energías renovables. Como resultado, se asignaron 3.000 MW en la subasta de mayo, de los cuáles, 2.979 MW han sido adjudicados a instalaciones eólicas, 1 MW a instalaciones fotovoltaicas y 20 MW al resto de tecnologías. En julio se asignaron Tema 8 Grupo II 8
5.037 MW de potencia renovable, correspondiendo 3.909 MW a instalaciones fotovoltaicas y 1.128 MW a plantas eólicas. Estas adjudicaciones se han hecho en grandes lotes. En las dos primeras subastas, Forestalia logró la mayoría de los megavatios, mientras que en la tercera fue ACS. Las subastas han sido de potencia y lo único que aseguran a las empresas vencedoras es el cobro de su producción por encima de un “suelo” en caso de derrumbe de los precios del mercado. De no producirse tal derrumbe, las instalaciones serán remuneradas por el mercado a su precio de casación. Por último, esos grandes lotes de potencia adjudicada se plasmarán en proyectos concretos a lo largo de 2018 y en ese momento comenzarán su tramitación administrativa. Los proyectos deben ser realidad antes de 31/12/2019 para poder recuperar la totalidad de las garantias depositadas tras las adjudicaciones. Pese al hecho de que hasta enero de 2016 no ha existido un sistema de verificación de la sostenibilidad de los biocarburantes, la contribución de las fuentes renovables en el periodo 2011-2015 supera la trayectoria mínima indicativa establecida por la Directiva 2009/28/CE. La cuota de contribución de fuentes renovables del año 2015 habría que incrementarla, si se contabilizaran los 1.023 ktep de biocarburantes consumidos en ese año, en 1,1 puntos porcentuales, lo que la situaría en un 17,3% la participación de las energías renovables en el consumo final bruto de energía. Dicho sistema de verificación se lanzó el 1 de enero de 2016 finalizó el periodo de carencia para la verificación de la sostenibilidad de los biocarburantes, entrando en aplicación el periodo transitorio para la verificación de la sostenibilidad. En este marco la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha publicado en el mes de abril la Circular 1/2016, de 30 de marzo, que establece las normas de organización y funcionamiento del mecanismo de certificación de biocarburantes y otros combustibles renovables vendidos o consumidos con fines de transporte, y que concreta determinados aspectos de carácter operativo del sistema nacional de verificación de la sostenibilidad de los biocarburantes. En el contexto internacional, en 2018 la UE aprobarán el paquete legislativo denominado Energía limpia para todos los europeos, el marco regulatorio de referencia para conseguir que en 2030 las emisiones de dióxido de carbono se reduzcan un 40% en relación a 1990. Además, el sector también deberá adaptarse a la ratificación del Acuerdo de París (Cambio Climático) y al desarrollo de una ley que la articule como es la Ley de Cambio Climático y Transición Energética que ha sido sometida a consulta pública durante 2017 y que deberá estar en consonancia con las referidas normativas. Se espera en 2018 De un modo paralelo, el MINETAD sigue adelante con su propuesta de Decreto para regular el cierre de centrales eléctricas que emitan mucho CO2 con la oposición de las empresas propietarias de las plantas y el recelo de la Comisión Europea, que por el intervencionismo inherente a la medida. Según el Estudio APPA (Asociación de Empresas de Energías Renovables) del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España en 2016, el sector de las energías renovables aportó en su conjunto 8.511 millones de euros al PIB español. El empleo, al contrario que el PIB, sufrió un retroceso y se situó en 74.566 puestos de trabajo, 2.760 menos que el año anterior lo que representa un descenso cercano al 50% respecto al año 2008. Redujo nuestra balanza comercial en 2.793 millones debido a su importante orientación exportadora y produjeron ahorros de 5.989 millones de euros al evitar importaciones energéticas y de 279 millones en derechos de emisión. En lo referente a la inversión del sector en innovación, el sector renovable alcanzó los 234 millones de euros en I+D+i, triplicando la media de la economía española y situándose muy por encima de la media de la Unión Europea. (ver informe anual 2016 APPA) Desde 2012 en que entró en vigor la reforma energética apenas se ha instalado nueva generación (43 MW en 2016). Además se ha producido una reordenación de forma que grandes fondos privados (Cerberus o Centerbridge) compran pequeñas empresas fotovoltaicas que están concentrando un sector que estaba Tema 8 Grupo II 9
atomizado, al calor de las primas públicas. La reducción que tales incentivos derivada de la reforma ha afectado a la rentabilidad de muchas instalaciones, que, sin embargo, se han hecho atractivas a los grandes fondos. Por otra parte, tras años de moratoria renovable, las subastas de 2016 y 2017, así como la posibilidad de acudir directamente a mercado gracias a la reducción de costes, abren en España una nueva etapa para las energías renovables.
3. Contribución dentro del balance energético Durante las últimas décadas España ha avanzado hacia una mayor diversificación energética, destacando la participación de las fuentes energéticas renovables y del gas natural. Tras un largo periodo de crecimiento sostenido de la demanda energética, el consumo total de energía primaria alcanza un punto de inflexión en 2007 tras el cual se inicia una senda decreciente, inducida principalmente por la caída de la demanda de los productos petrolíferos y del carbón. En dicho periodo que coincide con el desarrollo de la crisis económica, la demanda de energía primaria ha mantenido un ritmo descendente dentro de ciertos márgenes de estabilidad. La tendencia a la baja se interrumpe en 2015, con un incremento del consumo del 4,1%, lo que representa una ruptura tras siete años consecutivos de reducciones en la demanda energética. En 2016, con apenas un incremento del 0,2%, la demanda se ha mantenido prácticamente estabilizada, alcanzando un valor de 123.484 ktep. Prácticamente todas las fuentes energéticas han experimentado un aumento en su demanda de energía primaria, con incrementos entre el 2% del gas natural y el 3,3% de las energías renovables que llevan a una leve mejora en la cobertura de las energías renovables a la demanda de energía primaria, desde el 13,5% en 2015 al 13,9% en 2016. Una excepción ha sido el carbón, cuyo consumo ha caído un 23,7% en 2016, como consecuencia del cierre en dicho año de varias centrales de carbón de potencia conjunta 932 MW. Durante este último año destaca el incremento en la demanda asociada a la energía hidráulica (30,6%), favorecido por la mayor disponibilidad del recurso, lo que ha supuesto un aumento notable de la producción eléctrica renovable, ganando peso frente a la convencional en la cobertura a la demanda eléctrica.
El grado de autoabastecimiento es del 73,3 y ha mejorado en los últimos años con la progresiva penetración de las energías renovables en el sistema energético, cuya producción autóctona supera en la actualidad a la de origen nuclear. El gradode autoabastecimiento es del 100% para fuentes autóctonas como eólica, solar, nuclear, hidraúlica, mientras es del 90% para biomasa, biocarburantes y residuos.
Tema 8 Grupo II 10
La intensidad de energía primaria en 2016 ha disminuido un 2,9%. Esta mejora responde a la evolución favorable de la economía en 2016 con un crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) del 3,2%. A ello se une la mejora de eficiencia del sistema de transformación propiciada por una mayor participación de las tecnologías más eficientes.
En términos de energía final, la demanda por fuentes energéticas, evoluciona con un perfil similar al de la energía primaria. En 2016, el consumo de energía final asciende a 85.875 ktep, esto es 1,5% superior al consumo del año precedente. Ello supone una ruptura en la tendencia a la baja iniciada en 2007 y mantenida hasta el 2014, con excepción del repunte del 2010. Tema 8 Grupo II 11
Los productos petrolíferos y el gas natural aportación conjuntamente una demanda final equivalente al 69% del total. Más de la mitad de la energía final consumida procedió de los productos petrolíferos; 52,6%, los cuales son consumidos fundamentalmente por el transporte y la industria. A continuación, se situaron la electricidad (23,4%), y el gas (16,2%), mientras que las energías renovables situaron su participación en el 6,3% y el carbón en el 1,3%. Las energías renovables han mantenido prácticamente su peso en el balance de energía final pese a la fuerte contracción experimentada de los consumos imputables a calor de las cogeneraciones con biogás, un 57,4%. Esta caída ha sido compensada por los crecimientos registrados por los consumos de la energía solar térmica (5,8%), de los biocarburantes, (4,7%), de la geotermia (3,1%) y, en menor medida de la biomasa térmica. Casi tres cuartas partes de las aportaciones renovables al balance de energía final tienen su origen en la biomasa, a instalaciones térmicas, calderas, estufas y chimeneas ubicadas en los sectores residencial, industrial y servicios, y a la generación de calor de la cogeneraciones. Los biocarburantes son el segundo recurso en importancia, cerca de la quinta parte del consumo final renovable, aportando algo más de 1 millón de tep: 85% de biodiesel y el resto con bioetanol. La energía solar térmica, con 3,8 millones de m2 de superficie instalada, representa algo más del 5% del consumo final total de energías renovables. Por su parte, las aportaciones del el biogás y la geotermia son aún poco representativas, un 0,7% y un 0,4%, respectivamente. La demanda final de energía eléctrica en 2016 en los sistemas peninsulares fue de 249.980 GWh, con aumento del 0,6% respecto a la del año anterior lo que supone el segundo año consecutivo de crecimiento, aunque de menor magnitud que el del año precedente, aunque descontando los efectos de laboralidad y temperaturas, disminuyó un 0,1% (esta última tasa de variación es debida exclusivamente a la evolución de la actividad económica, en particular de la industria).
Por su parte, la producción bruta de electricidad se contrajo en un 2,4% y el saldo de intercambios internacionales resultó importador por primera vez desde el año 2003. En la estructura de generación eléctrica del año 2016, el conjunto de las energías renovables supusieron el 38,1% de la producción eléctrica bruta total. Cerca del 47% de la producción eléctrica renovable fue satisfecho por energía eólica y el 35% por hidráulica (exceptuando la generación eléctrica procedente de bombeo), el 13% fue satisfecho por la energía solar y el 5% restante por los recursos provenientes, por este orden, de la biomasa, el biogás y los residuos sólidos urbanos. En conjunto, las energías renovables aportaron 104.607 GWh al sistema. De los 17,2 millones de tep de energías renovables consumidos en 2016, Figura 8.59, cerca del 69% se ha destinado a la producción de electricidad, mientras que la producción de calor ha supuesto casi una cuarta parte y el consumo de biocarburantes cerca del 6% del consumo total de energías renovables. Desde el año 2000, el consumo primario de energías renovables se ha multiplicado por 2,5, pasando de cerca de 7 millones de tep a algo más de 17 en 2016. La evolución durante ese periodo muestra una tendencia Tema 8 Grupo II 12
creciente en el consumo primario de estos recursos moderada coyunturalmente en aquellos años de menor disponibilidad de recursos o con contracciones de la demanda energética.
La energía eólica se ha convertido en la segunda tecnología en cuanto a participación en los consumos primarios de recursos renovables, pasando de representar cerca del 6% en el año 2000 al 24% en el año 2016. También las tecnologías solares han incrementado significativamente su presencia en el balance: la solar térmica ha evolucionado desde un 0,4% en 2000 hasta el 1,7% de los consumos primarios renovables en 2016, multiplicando en cerca cuatro veces su participación en la cesta energética renovable; la fotovoltaica, con muy poca presencia a principios de siglo, representó en 2016 el 3,9% de la energía primaria renovable y la tecnología solar termoeléctrica, que en el año 2000 no contaba con instalaciones en funcionamiento, supone ya el 12,3% de las aportaciones renovables a la demanda de primaria energía. Finalmente, la geotermia, aun con los avances registrados durante estos últimos años, representa tan solo el 0,1% de la demanda primaria de energías renovables.
Tema 8 Grupo II 13
ANEXO HISTÓRICO-LEGISLATIVO
El marco regulatorio en que nos movemos es favorable a las EERR congruentemente con los principios de política energética. (ampliar aquí) Es el siguiente: El Plan de energías Renovables de España 2011-2020 establece objetivos acordes con la Directiva 2009/28/CE (20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea, el mismo objetivo establecido para España- España sumaba una cuota del 14,3% en el año 2012, según la estadística más reciente publicada por Bruselas-, y una cuota mínima del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte en cada Estado miembro para el año 2020). La participación de las energías renovables fijada por el Plan fue del 20,8% sobre la energía final en el año 2020. Estos objetivos quedaron a su vez recogidos en la Ley 2/2011, de Economía Sostenible. Posteriormente, la Comisión Europea dio otra vuelta de tuerca a los objetivos 20/20/20 aprobando en 2014 los objetivos de clima y energía para 2030. Los pilares del nuevo marco de la UE en esta materia son reducir en un 40% las emisiones de gases de efecto invernadero y que los Estados Miembros (EEMM) fijen un objetivo agregado (a nivel UE, no establece metas a nivel nacional) vinculante de al menos un 27% de energías renovables en 2030. Además contempla esfuerzos renovados en materia de eficiencia energética que redundarán en una menor dependencia energética. En comparación con 2010, el volumen de importación de energía se reduciría como mínimo en un 10% y el de gas natural, en al menos un 9%. La aprobación de los nuevos objetivos para 2030 implica que habrá que modificar los objetivos nacionales de reducción de gases de efecto invernadero y las políticas para conseguirlos, lo que podría suponer la revisión de los objetivos del PER. Independientemente del indicador objetivo final en EERR, en España, el desarrollo temprano ininterrumpido de éstas ha conformado un sector industrial diferenciado que es referente en todo el mundo y con gran capacidad exportadora; algo que no había ocurrido nunca antes en ningún campo tecnológico. Derivado de ello, el esquema de suministro eléctrico, cuenta con una participación significativa de las tecnologías renovables y nuclear, y relativamente baja dependencia de los combustibles fósiles. Sin embargo, la irrupción de las EERR no ha estado exenta de problemas. Por un lado, su rápido desarrollo junto con la priorización de éstas, por legislación, en el mercado eléctrico mayorista unido a la contracción de la demanda de energía eléctrica ha provocado un exceso de potencia instalada que no se puede rentabilizar mediante la exportación de energía debido a las insuficientes interconexiones con Europa. Ello da lugar a recursos ociosos que son básicamente los ciclos combinados. Por otro lado, los subsidios a la producción renovable de la última década han supuesto una carga económica considerable para los consumidores de difícil solución. Los costes de desarrollo siempre fueron sufragados como costes adicionales en la factura eléctrica y nunca vía Presupuestos Generales del Estado. Si consideramos el denominado déficit tarifario que surge en 2000 y que hace referencia a la diferencia entre los ingresos que las empresas eléctricas españolas perciben por los pagos de los consumidores y los costes que la normativa les reconoce por suministrar electricidad, el incluir un ítem (primas EERR) más en la factura evitando que ésta se disparase ha engrosado dicho déficit hasta alcanzar los casi 30.000 M€ en 2014.
Al exceso de potencia instalada y a los niveles de déficit tarifario se ha llegado por diversas circunstancias.
Tema 8 Grupo II 14
Al auspicio de la Planificación Energética vigente, ente finales de los 90’s y antes de 2005 se instalaron multitud de ciclos combinados de gas, con mejor rendimiento que las centrales térmicas clásicas para abastecer una demanda creciente de electricidad. En la actualidad, entre la utilización de electricidad renovable y la caída de la demanda eléctrica consecuencia de la crisis ha llevado a estas instalaciones a estar funcionando al 9% de su capacidad y estar barajándose la posibilidad de su cierre( ha habido peticiones oficiales en algún caso). Sin embargo cumplen una buena función de back-up del sistema (garantía de suministro), ya que ante una eventual falta de producción renovable para abastecer a la demanda en tiempo real, estas centrales, se encuentran funcionando a su mínimo técnico y ante una eventual falta de suministro son capaces de entrar a funcionar plenamente en poco tiempo. Básicamente la retribución que perciben del sistema se debe a este papel que desempeña dentro de un mecanismo de seguridad del sistema eléctrico conocido como “Resolución de restricciones técnicas al programa diario base de funcionamiento”. En 2004 se aprobó el RD 436/2004 que establecía el régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial. Con él se trataba de incentivar la participación de las renovables en el mercado eléctrico, introduciendo en España el sistema de mercado más prima. El titular de la instalación tiene dos alternativas para la remuneración de la energía eléctrica renovable generada: • Vender la electricidad a la empresa distribuidora a tarifa regulada (que se define como un porcentaje de la Tarifa Eléctrica Media o de Referencia • Vender la electricidad libremente en el mercado percibiendo por ello el precio de mercado más un incentivo por participar en él, así como, una prima. Había también incentivos por aportar energía reactiva a la red. Además para poder entrar a la opción de mercado se debía gestionar esta energía renovable (ver explicación CECRE de REE) como las provenientes de fuentes convencionales por lo que había que hacer una predicción de la producción con 30 horas de antelación para poder presentar una oferta de electricidad al mercado y cobrar por ella. En caso de desvío (positivo o negativo) de la producción prevista había incentivo adicional/penalización. Casi todos los parques eólicos, principal renovable generadora de electricidad de mercado con diferencia, se acogió a la opción mercado.
Introducía además el concepto de rentabilidad razonable, asegurada a toda nueva instalación y daba carácter prioritario en el mercado a las renovables (había que comprar toda la que se generase). Tema 8 Grupo II 15
En 2005 vio la luz el Plan de energías renovables 2005-2010. El Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 sustituye al PFER (Plan de Fomento de la Energías Renovables), cuyos resultados fueron insuficientes. Con esta revisión se trata de mantener el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del consumo total de energía primaria en 2010, así como de incorporar los otros dos objetivos comunitarios indicativos vigentes de 29,4% de generación eléctrica con renovables y 5,75% de biocarburantes en transporte para 2010. Así, aumenta el objetivo de potencia instalada para las energías eólica (de 9.000 MW a 20.155 MW) y solar (en la solar fotovoltaica se pasa de 135 a 400 MW; en la solar térmica de 309 ktep a 809 ktep; y la solar termoeléctrica multiplica sus objetivos pasando de 200 MW a 500 MW), y disminuye el de la potencia instalada de biomasa en 154 MW, fijándose en 1.695 MW. Se impulsaba el consumo de biocarburantes, cuyo objetivo europeo era alcanzar el 2% en 2005 y España solo había llegado al 0,8%. Además desde Bruselas se defendían la validez de los sistemas de apoyo público a las renovables basados en primas a la producción (feed in tariffs) considerándolos baratos y efectivos. En esta línea, el Real Decreto 314/2006 por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación, establece la obligatoriedad de incorporar instalaciones solares térmicas que cubran un porcentaje de ACS según la zona climática en toda vivienda de nueva construcción y la instalación paneles fotovoltaicos en ciertas edificaciones de carácter público. Sin embargo, el incentivo del RD 436/2004 no parecía ser suficiente ya que parecía que no se cumplirían los objetivos del PER 2005-2010. En 2006 se públicó el RDL 7/2006 que desligaba los ingresos de la producción eléctrica a partir de renovables de la Tarifa Media de Referencia. El Real Decreto 661/2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial, sustituye al Real Decreto 436/2004, manteniendo su esquema básico. Se mantiene la doble opción de retribución (tarifa regulada o mercado). La generación renovable que participa en el mercado recibirá una prima variable en función del precio de mercado y unos límites superior e inferior (cap & floor). Este sistema implica que si la retribución de mercado + prima es más bajo que el floor, se paga el floor, mientras que si es mayor que el cap, se paga el cap. Si está entre medias se paga el valor de la retribución de mercado + prima. La retribución fluctuará siempre en la banda del cap-floor. Figura 1. Esquema de la retribución del Régimen Especial RD 661/2007
A partir de ese momento que las retribuciones a las renovables comenzaron a mostrarse como atractivas sobre todo en algunas tecnologías como la solar fotovoltaica (del orden de cinco veces la retribución de otras tecnologías igualmente renovables). Además no había límite expreso de horas de producción que pudiesen Tema 8 Grupo II 16
acogerse a prima. Es decir, cuanto más sol había o más viento soplaba, por obligación de comprar esta energía, más producción y, por consiguiente, más prima. Ello dio lugar a un importante aumento de las instalaciones, y espaldarazo al PER, véanse en el gráfico siguiente los incrementos de potencia instalada renovable en 2007, 2008 y 2009. En concreto de la tecnología solar fotovoltáica. En un años se superó el objetivo del PER 2005-2010 para esa tecnología (480 MW) y se instalaron hasta 3.000 MW que deberían a recibir 3.000 M€ durante 25 años (75.000 M€) a costa de la factura eléctrica. La eólica sin llegar a esos límites había cumplido los planes del PER con un año de antelación (2009). Puede además suponerse que la “burbuja” fotovoltáica fue favorecida por CCAA y ayuntamientos que daban todo tipo de facilidades burocráticas para facilitar la avalancha de solicitudes antes que acabara 2008. Su recompensa eran inversiones y generación de empleo en sus territorios y recaudación de impuestos adicionales. Además se permitió la conversión de los proyectos fotovoltaicos en un producto financiero de alta rentabilidad real garantizada. Buena parte de los receptores de las primas fueron inversores financieros que revendían estos derechos (en realidad “concesiones administrativas”) en paquetes de pequeño tamaño que se colocaban a ahorradores pequeños o inversores internacionales. Así se atomizaron los intereses fotovoltaicos, a los que se les había prometido una rentabilidad elevada a su inversión basada en un número de horas remuneradas, lo que era poco sostenible.
Datos informe CNMC junio 2016
En este punto cabe hablar del déficit tarifario eléctrico. Este se define como la diferencia existente entre el coste del suministro eléctrico y la tarifa eléctrica, esto es, el precio de la electricidad. La cuantía acumulada por este déficit en los últimos 15 años ha rondado los 30.000 millones de euros. A pesar de que los precios pagados por el consumidor en los últimos nueve años han aumentado alrededor de un 70% no es suficiente para cubrir los costes reconocidos a las empresas eléctricas. Por una parte, el coste del suministro está formado por lo que es el precio de la energía y por los costes regulados. El precio de la energía se determina en el mercado de generación. Recordar que a partir del segundo trimestre de 2014, la antigua subasta de CESUR se ha sustituido por un mecanismo de subastas conforme a lo determinado por la CNMC. Ello ha dado lugar a un nuevo modelo de factura eléctrica y a la posibilidad de acogerse a los precios resultantes del mercado diario si se dispone de contador con discriminación horaria (1 de julio de 2015) o el llamado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), que es el nombre que recibe la tarifa de luz regulada, hasta entonces conocida como Tarifa de Último Recurso (TUR). Se mantiene el umbral para disfrutarla en 10 kilovatios (kW) de potencia máxima. Tema 8 Grupo II 17
Por el contrario, los costes regulados dependen de decisiones administrativas, y en estos se incluye lo que es la retribución del transporte, la distribución, las primas a las renovables, la retribución de los sistemas extrapenínsulares, el sobrecoste del decreto del carbón, el pago del déficit tarifario vencido y su devolución, entre otros. Mientras, el precio de la tarifa o factura eléctrica está regulado y puede, o no, cubrir los costes del suministro eléctrico. A partir de este momento se empieza a tener consciencia del déficit tarifario en que se estaba incurriendo. Además se este tiene una alta correlación con las primas a las renovables, aunque como hemos visto en los costes del suministro eléctrico, también intervienen otras variables en su formación. La presión de la Administración de reducir el déficit tarifario ha llevado a la aprobación de numerosa regulación cuyo objetivo ha sido la reducción de costes regulados a través de la disminución de su retribución y la creación de nuevos impuestos a las empresas generadoras (con el fin de destinar parte de esta recaudación a financiar parte de los costes regulados de la tarifa). En cuanto a contención de costes regulados sobresale la surgida para reducir las primas, bien limitando el número de horas de producción primadas, que los sectores eólico y termosolar aceptaron, pero no así los intereses fotovoltaicos. Se introdujeron también un controles ex - ante de las instalaciones que desean acogerse al régimen económico del RD 661/2007 para su ordenación. En concreto, el Real Decreto 1578/2008, modifica el régimen retributivo de la tecnología fotovoltaica a la baja. Este Real Decreto se basa en una serie de convocatorias con tope de potencia, en las que se sabe de antemano la tarifa que recibirán las instalaciones que accedan a dicha convocatoria. Surgieron otra serie de medidas también enfocadas a que las empresas eléctricas soportaran parte del déficit tarifario mediante el pago de unos peajes (impuestos a la generación). También se producen intentos de sacar los costes de los sistemas extrapenínsulares de la factura eléctrica e incluirlos en los Presupuestos Generales del Estado. Posteriormente se aprueba el RD-Ley 6/2009 con el que se pretendía la eliminación definitiva del déficit de tarifa en el año 2013, de manera que los ingresos en ese año fueran suficientes para cubrir los costes (esto se conoce como “principio suficiencia tarifaria”). Se establece un período transitorio en el que el déficit anual no puede superar los 3.500, 3.000, 2.000 y 1.000 M€ en 2009, 2010, 2011 y 2012 respectivamente. Salvo para tecnología fotovoltaica, ya regulado en el RD 1578/2008, crea un Registro de Preasignación de Retribución, que permitía conocer qué proyectos cumplían con las condiciones de poder ejecutarse, su volumen de potencia, el impacto en los costes de la tarifa eléctrica y su calendario. De esta manera, la inscripción en dicho Registro de Preasignación pasaba a ser condición necesaria para obtener el régimen económico establecido en el RD 661/2007. Se comenzó así a cribar instalaciones hasta completar el cupo de potencia a instalar que se quería autorizar. Para la financiación de los déficits anuales máximos establecidos en este Real Decreto-ley 6/2009, en enero de 2011 se creó un Fondo de Titulización, Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE). Hasta ese momento la volatilidad de los mercados había impedido la constitución del fondo y la realización de la primera emisión. La finalidad del FADE es la emisión de instrumentos financieros para la colocación de la deuda a terceros, con el aval del Estado, para la cobertura de los importes máximos anuales referidos. El importe de los derechos de cobro inicialmente cedidos por las empresas al FADE ascendió a 16.694 M€. En enero de 2011, se llevó a cabo la primera emisión de títulos de deuda tarifaria por parte del FADE (2.000 M€ a un plazo de 3 años y al 4,9% de interés). Hasta septiembre de 2011 el FADE había colocado en el mercado financiero, mediante subastas, títulos con un valor nominal de 8.500 M€. Sin embargo, la crisis en los mercados financieros y de deuda soberana dificultaba la colocación de emisiones de deuda de gran volumen. Además solo se podía hasta 2012 cuando se pretendía casi eliminar el déficit acumulado anual. Para agilizar el proceso de titulización de la deuda tarifaria, el Gobierno aprobó un real decreto en septiembre de 2011 ampliando las posibles vías para colocar los títulos de deuda tarifaria en el mercado. Tema 8 Grupo II 18
En enero de 2012, el Gobierno aprobó un real decreto ley para suspender, temporalmente, las primas que deberían cobrar las nuevas (sin carácter retroactivo) instalaciones de generación eléctrica de régimen especial. Tras otras medidas del tipo imposición de peajes (impuestos a la generación eléctrica en general, que pretendía que las eléctricas cargaran con una parte del déficit tarifario y de otras del tipo intentar sacar los costes de los sistemas extrapeninsulares de la factura eléctrica para pasarlos a los Presupuestos Generales del Estado, llegamos hasta la reforma del sector eléctrico cuya principal norma es la ley 24/2013 o nueva ley del sector eléctrico. Con ella se pretende garantizar el equilibrio financiero del sistema, dar una rentabilidad razonable a las instalaciones renovables y aglutinar toda la dispersión normativa existente para la materia. En junio de 2014, se publicó el Real Decreto 413/2014 que establece la metodología del régimen retributivo específico, que será de aplicación a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos a las que les sea otorgado. Posteriormente se publicó la Orden IET/1045/2014, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Según cálculos del ejecutivo, supuso un recorte de unos 1.500 millones de euros para el año 2014.
El nuevo sistema para las renovables, que sustituye al de primas, establece 1.400 tipos de plantas y vincula el cobro de retribuciones adicionales a lo que reciban en el mercado eléctrico y a una rentabilidad razonable (vinculada a la evolución de la deuda pública, pero que se establece en un 7,5%) para toda la vida útil de cada instalación. Así, cada planta cobrará en función de la inversión, lo recibido hasta ahora y su vida útil hasta que llegue a esa rentabilidad. Con este esquema, hay plantas, fundamentalmente parques eólicos, que dejan de recibir retribución adicional. Véase ahorro comparativo para 2014 en el gráfico siguiente por tecnología.
Tema 8 Grupo II 19
Tras la aprobación del real decreto, se abren nuevos frentes jurídicos para el Estado, que ya suma varios arbitrajes de fondos internacionales en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI). Además los sectores fotovoltaicos y eólicos ya han anunciado recursos. Con todo ello, y en vista de la potencia instalada en los últimos años (ver gráficos de potencia instalada) se deduce que esta industria está virtualmente parada en España. Sin embargo, durante todo este tiempo han adquirido un importante know-how que les ha permitido desarrollarse en mercados extranjeros, muchos de ellos en expansión, en los que continúan desarrollando con éxito su actividad. Asimismo, los fabricantes de equipos nacionales siguen fabricando en España, con un buen índice de utilización de su capacidad productiva, pero con casi el 100% de su cartera de pedidos proveniente del extranjero. En cualquier caso, por requerimientos de tipo medioambiental o estratégico, el sector debe seguir desarrollándose, aunque los apoyos institucionales debiesen basarse de forma más acompasada con la evolución tecnológica.
Asimismo, la Ley reconoce un nuevo déficit en 2013 de 3.600 M€, sin perjuicio de los desajustes temporales que pudieran producirse, que genera derechos de cobro para las empresas eléctricas en los 15 años siguientes a un tipo de interés de mercado. Tema 8 Grupo II 20
Por último, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en relación con el autoconsumo, tiene por finalidad garantizar un desarrollo ordenado de la actividad, compatible con la necesidad de garantizar la sostenibilidad técnica y económica del sistema eléctrico en su conjunto. En este sentido, el articulado de dicha ley establece la obligación de las instalaciones de autoconsumo de contribuir a la financiación de los costes y servicios del sistema en la misma cuantía que el resto de los consumidores. En base a ello, en octubre de 2015 y no sin polémica, se publicó el Real Decreto de Autoconsumo que desde entonces regula esta actividad. En él se establece que todos los consumidores sujetos a cualquier modalidad de autoconsumo tendrán la obligación de contribuir a los costes y servicios del sistema por la energía autoconsumida, cuando la instalación de generación o de consumo esté conectada total o parcialmente al sistema eléctrico. El Gobierno, finalmente, libró de esta tasa a los pequeños consumidores, aquellos con una potencia contratada menor de 10 kilovatios, que son la mayoría de los hogares, y a aquellos que están fuera de la Península. En el real decreto se establecen dos categorías de autoconsumidores enganchados a la red: los pequeños —con instalaciones de menos de 100 kilovatios— y los grandes, que superan ese límite. Los pequeños pueden verter a la red el sobrante de la energía que generan, aunque no reciben ni un euro por ello. A los mayores sí se les paga por el sobrante. El precio es el que marca el mercado a la hora a la que se suelte la energía a la red. Asimismo, la regulación contiene un registro de autoconsumo con el objetivo del adecuado seguimiento de los consumidores acogidos a estas modalidades. Además se establece la posibilidad de realización de planes de inspección de la aplicación de las condiciones económicas de los suministros acogidos a modalidades de autoconsumo.
Tema 8 Grupo II 21
jose manuel almendros ulibarri
josemanuelalmendrosulibarri5

References: real decreto 
 artículo 22
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 real decreto 
 real decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 real decreto