Mercado Energético . Retos de los mercados de electricidad y gas en España

1. Mercado Energético.Retos de los mercados de electricidad y gas en España Olivia Infantes Madrid, 1 de octubre de 2013

2. 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

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” 1er Paquete energético 2o Paquete energético 1996/92/CE 2003/54/CE 1998/30/CE 2005/55/CE Directiva Electricidad Directiva Gas Natural

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” 2010/75/CE Emisiones Industriales Reglamento (CE) 713/2009 3er Paquete energético: Hacia el mercado interior de la energía … 2009/28/CE Renovables 2012/27/CE Eficiencia Energética 2009/72/CE 2009/72/CE 2009/29/CE Derechos emisión Reglamento (CE) 714/2009 Reglamento (CE) 715/2009 Directiva Electricidad Directiva Gas Natural

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).

6. 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. Hacia el mercado interior de la energía: ENTSO • Se crean las asociaciones europeas de operadores de transporte: • 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. • 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.

7. Los códigos de red • Mecanismo de asignación de capacidad y gestión de congestiones. • Requisitos para los generadores. • Balance. • Asignación de capacidad a futuro. • Conexiónde la demanda. • Seguridad de operación. • Planificaciónde la operación. • Control de frecuencia y reservas. • Interconexiones en corriente continua. • Asignación de capacidad. • Gestión de congestiones. • Balance. • Tarifas. • Interoperabilidad.

8. La elaboración de los Códigos de Red

9. El mercado interior de la energía: Las iniciativas regionales • 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. North-West South South-East Electricidad 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. • http://acernet.acer.europa.eu/portal/page/portal/ACER_HOME/Activities/Regional_Initiatives

10. Nuevos requisitos de transparencia de información Reglamento 648/2012, relativo a los derivados extrabursátiles, las entidades de contraparte central y los registros de operaciones (EMIR). Reglamento 1227/2011, sobre la integridad y transparencia de mercado (REMIT). Directiva sobre Mercados de Instrumentos Financieros (MIFID)

11. 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

12. Sectoreléctrico • 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

13. Capacidad de interconexiónlimitada: 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 generacióninstalada (2012): 4% Valor recomendadopor la Unión Europea: 10 %

14. 2011: -12%  (frenteprevisión) • 2012: -1% • 2013 (ene-ago): - 3,2% • Record de demandapicoinstantánea: • 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) Previsión de la demanda y evolución real: valores actuales en niveles de 2005-2006

15. Capacidad instalada total (31/12/2012): 102,524MW Generación Convencional: 63% Régimen Especial: 37% • Los inversores en CCGT fueron atraídos por la escasez de potencia instalada a principios de 2000 • En diez años, la capacidad instalada casi se ha doblado: De 58,973 MW a 102,524 MW • La capacidad instalada de instalaciones de régimen especial casi se dobló entre 2007 y 2012, incentivada por la normativa (RD661/2007) Evolución de capacidad instalada Total: 39,306 MW CCGTs: 25,291 MW E: 22,622 TS: 1,950 FV: 4,525 C: 6,074

16. Cobertura de la demanda e impacto en los precios del mercados • ...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… • ∑Cobertura media de la demanda RE: 45 % (picos~ 70%) . Además, ... ... 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) Principios de 2013 (1/1-30/4): GWh GWh Demanda Demanda vbsfgsdf

17. RD del carbón nacional (RD 134/2010 por el que se establece el mecanismo de solución de RRTT por garantía de suministro) El RD del carbónnacionalprioriza la producción del carbónnacional Hueco disponible para generación térmica Hueco disponible para CCGTs (RD del Carbón autóctono) 25.291 MW CCGTs disponibles para cubrir 4.000 MW La mayoría de los CCGTs está fuera del mercado...

18. Evolución de la cobertura de la demanda con distintas tecnologías de generación Inicio 2013 2012

19. Situación actual de los CCGTs: Diferentes factores están degradando su posición competitiva Capacidad Instalada Cobertura de la demanda Final 2012 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.

20. Papel de los ciclos combinados en el sistema

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

22. Carta compañías energéticas (I)

23. Carta compañías energéticas (II)

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. Suministro: 88.4 % de OT OT: Operadores tradicionales (Endesa, Iberdrola, GNF, EDP-HC y E.On)

25. Sectoreléctrico • 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

26. 36.7 b€ • Total generadodesde 2001 a 2012 • (10/05/2013) El Déficit de Tarifa Eléctricas tradicionales: Iberdrola, SA, Hidroeléctrica del Cantábrico, SA, Endesa, SA, EON España, SL y Gas Natural SDG, SA.

27. El Déficit de Tarifa justifica la mayoría de las disposiciones publicadas en los últimos años RD 485/2009 Ley 15/2012 RDL 1/2012 RD 302/2011 RDL 6/2009 RDL 6/2010 RDL 29/2012 RDL 2/2013 RD 1565/2010 RDL 13/2012 RDL 14/2010 RDL 9/2013 RD 1614/2010 RDL 20/2012 Ley 17/2012 RD 134/2010

28. Déficit de Tarifa previsto para 2013 La previsión inicial es que esta partida se cargase a PGE (RDL 6/2009) • Déficit de 4.926 M€ reducido por el préstamo de 2.200 M€ proveniente de los PGE • (*) Devolución Bono Social, intereses titulizacióny otros

29. Sectoreléctrico • 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

30. El 12 de julio, el Consejo de Ministros aprueba la Reforma del Sistema Eléctrico. Publicación de las propuestas: Finales del año 2013 La Reforma del Sistema Eléctrico (julio 2013) • 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. • RealesDecretos 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

31. Medidas recogidas en el RDL 9/2013

32. Contando con la aportación desde PGE, se prevé que no aparezca déficit en 2013 Déficit de Tarifa 2013 tras RDL 9/2013 • (*) Devolución Bono Social, intereses titulizacióny otros

33. Contenido de la reforma: Déficit Propuestas • 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.

34. Contenido de la reforma: RES-COG-W • Propuesta de Real Decreto que sustituye al RD 661/2007 • Esquema de retribuciónúnico: Precio de Mercado + RetribuciónEspecífica, de aplicacióndesde 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 instalacionessi 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

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

36. Contenido de la reforma: Hibernación y solución de restricciones técnicas Propuestas • 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.

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

38. Contenido de la reforma: Autoconsumo Propuestas • 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.

39. Contenido de la reforma: TUR y Bono social Propuestas • 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.

40. Contenido de la reforma: Comercialización Propuestas • 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.

41. 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

42. Sectorgasista • 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

43. Españaesuna “Isla de Gas”, dada la reducidainterconexión con Francia…. Capacidad de interconexión 2012 2,0 bcm/y 3,3 bcm/y …El incremento de capacidad será la puerta del GNL y del gas de Argelia a Europa 8,4 bcm/y 11,2 bcm/y MIDCAT en estudio Fuente: Informe Anual 2012. ENAGAS (TSO)

44. Evolución de la demanda MERCADO ELÉCTRICO Fuertereducción (debido al descenso del consumo de los CCGT) 38.6 35.1 33.6 34.5 34.4 32.3 32 31.2 27.5 23.7 20.9 18.2 16.8 MERCADO CONVENCIONAL Después de un mínimo 2009, ligeroincremento. Fuente: Informe sobre el Sistema Gasista Español. ENAGAS (TSO).

45. Reparto por segmentos de consumo Alta presión (Tarifa grupo 1 : P> 60bar Tarifa grupo 2 : 4<P<60 bar) Baja presión (Tarifa grupo 3) Fuente: Informe anual SEDIGAS

46. Capacidad instalada Consumo total Capacidad de entrada total bcm/y ICs: Algeria France RegasificationPlants 61,7 bcm/y 13,43 bcm/y Source: Informes anuales ENAGAS 75,14 bcm/y 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.

47. Concentración del mercado:Solo el 17% de la cuota de mercado es para nuevos entrantes. TWh Nuevos entrantes 392 408 451 402 401 374 363 % Principalessuministradores 88,2% 88,3% 86,2% 82,4% 82,9% 82,6% 83,3% Source: Gas MarketReport .CNE

48. Concentración del mercado industrial:22% de la cuota de mercado para nuevos entrantes. TWh 200 213 181 196 202 Nuevos entrantes 89% 84% 78% 81% 78% % Principalessuministradores Source: Gas MarketReport .CNE

49. Déficit de tarifa del Sector Gasista Fuente: Informe sobre el sector energético español- CNE

50. Medidas ya adoptadas RDL 13/2012 IET 847/2012 • Porestarazón, en el 2012 también se publicaronmedidas para reducir o evitar la aparición de déficit de tarifa en el sectorgasista: • Lasprincipales medidas adoptadas son: • Modificación de la metodología de retribución de los AASS y de su sistema de pago. • Limitaciónde la construcción de nuevasinfraestructuras. 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 términofijo y variable del AASS).