Perspectivas de participación en el Mercado de Electricidad de las plantas de Energía Renovable

1. Perspectivas de participación en el Mercado de Electricidad de las plantas de Energía Renovable 18 de marzo de 2004

2. ¿Quién es Luseo Energía?(www.luseoenergia.com) • Luseo Energía es una comercializadora de electricidad activa en el mercado español desde el pasado otoño • Filial de Centrica plc, el suministrador energético lider en el Reino Unido a través de la marca British Gas, y cuenta con más de 22 millones de clientes en todo el mundo. • Su vocación es convertirse en la compañía eléctrica de referencia para las PYMES • Activa participación en mercado mayorista: pool e interconexiones con Francia y Portugal

3. El grupo Centrica

4. Causas que han impedido la participación en el mercado de las intalacionesde fuentes renovables • Incentivo insuficiente (4,8 €/MWh) • Trato económico discriminatorio de la regulación de energía reactiva • Coste de los desvíos

5. Aspectos del nuevo Real Decreto que incentivan la participación en el mercado • Incentivo (10% TMR) • Retribución de la garantía de potencia en las mismas condiciones que los generadores ordinarios • Coste de los desvíos • Homogeneización del tratamiento económico de la energía reactiva

6. Tarifa versus Mercado: riesgo asociado a la volatilidad del precio del mercado • Remuneración en mercado: % TMR + Precio del mercado + garantía potencia • El marco tarifario y el esquema de CTCs confieren un marco de estabilidad y predictibilidad: el mercado español es el menos volátil de Europa • No obstante existen mecanismos de cobertura del riesgo: • Mercado OTC de cobertura financiera (contrato por diferencias) • Contrato por diferencias directamente con otros agentes • Mercado a plazo (OMIP) en fase de desarrollo

7. ¿Cómo funciona un contrato por diferencias ? Precio PRODUCTOR paga a COMPRADOR (OMEL-Fijo) Precio OMEL Precio fijo acordado COMPRADOR paga a PRODUCTOR (Fijo-OMEL) Tiempo

8. Tarifa versus Mercado: garantía de potencia • Retribución calculada y liquidada mensualmente por OMEL • Cantidad a repartir: demanda gestionada en el pool valorada a 4,8 €/MWh • Distribuida porporcionalmente a un coeficiente de reparto función de la disponibilidad media mensual de cada planta

9. Tarifa versus Mercado: desvíos • Disposición transitoria hasta 1/1/2005 • A partir de entonces las plantas con P > 10 MW • Obligación de comunicar previsión horaria • Desvíos en tarifa (10% TMR = 7,2 €/MWh) pueden resultar más caros que en mercado • Los intradiarios permitirán minimizar más su impacto en el mercado que en tarifa • Incluso para plantas con P < 10 MW el impacto de los desvíos normalmente no justificaría renunciar a la remuneración extra en el mercado si se oferta de forma integrada con otras unidades

10. Tarifa versus Mercado: energía reactiva • Disposición transitoria hasta 1/1/2007 permite acogerse a esquema general de tarifas en ambas situaciones • El nuevo real decreto establece un nuevo tratamiento económico, idéntico para los dos escenarios, más acorde con la aportación específica a la regulación de energía reactiva • Alternativamente sólo las plantas en mercado podrán acogerse, de forma voluntaria, al procedimiento general de regulación de tensión (basado en un mecanismo de subastas) existente en el régimen ordinario

11. Nuevo Real Decreto versus Período transitorio • Hasta fin período CTCs instalaciones RD 2366/1994 • Hasta 1/1/2007 para instalaciones RD 2818/1998: extensión del esquema retributivo precio medio mercado + prima • Marco retributivo claramente más favorableen el nuevo Real Decreto. Además: • Las instalaciones con mejor regulación de reactiva son susceptibles de percibir mayor bonificación en el marco del nuevo Real Decreto • En caso de instalaciones eólicas el incentivo por continuidad de suministro frente ahuecos de tensión sólo se recibe en el nuevo RD • Instalaciones en grupos b.6 y b.7 no deben agotar el período transitorio porque pasarían al grupo b.8, económicamente más desfavorable

12. Conclusiones • El mercado necesita de la participación de las instalaciones de producción en régimen especial: mayor liquidez en el lado de la generación • Las instalaciones de producción en régimen especial deben beneficiarse del mercado: • Mejor remuneración que en tarifa y que en el marco transitorio • Nuevas posibilidades para todos los agentes • Acuerdos bilaterales entre agentes • MIBEL • Mercado a plazo (OMIP) • Mercado Interior • Trading de Certificados Verdes