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CONGRESO: “La Energía, un sector en transformación, retos y oportunidades”. Valladolid, 6, 7 y 8 de octubre 2010

6 de octubre 2010

Pedro RiveroPresidente de UNESA

Energía eléctrica

Tendencias en el Sector Energético

2


CONTENIDO

I. Situacion Actual

• Potencia y producción

• El Hueco Térmico y la Cobertura

• Costes del Suministro y Déficit

II. Horizonte a largo plazo

• Compromisos UE 2020

• Aspectos Regulatorios

• Prospectiva 2030

III. Objetivo último

3


POTENCIA INSTALADA / GENERACIÓN

Año 2009

HORAS DE UTILIZACIÓN

MW % GWh % Horas/añoHIDRÁULICA 17.073 17,2 23.868 7,9 1398COMBUSTIBLES FÓSILES 42.316 42,6 129.608 43,1 3063

Carbón 12.149 12,2 39.097 13,0 3218Gas Natural 22.111 22,3 78.281 26,0 3540Fuel 8.056 8,1 12.230 4,1 1518

NUCLEAR 7.728 7,8 52.762 17,6 6827REGIMEN ORDINARIO 67.117 67,6 206.238 68,6 3073RENOVABLES Y RESIDUOS 25.304 25,5 56.612 18,8 2237

Minihidráulica 1.981 2,0 5.106 1,7 2577Eólica 18.263 18,4 37.732 12,6 2066Solar 3.818 3,8 6.980 2,3 1828Biomasa 648 0,7 3.322 1,1 5127Residuos 594 0,6 3.472 1,2 5845

COGENERACIÓN Y TRAT. RESIDUOS 6.867 6,9 37.722 12,6 5493REGIMEN ESPECIAL 32.171 32,4 94.334 31,4 2932

TOTAL 99.288 100,0 300.572 100,0 3027

POTENCIA PRODUCCIÓN

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EL PROBLEMA DEL HUECO TÉRMICO HORIZONTE 2020

Monótona de carga a suministrar por equipo térmico (carbón+ciclos)en 2020

-15.000

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

Horas del año

Pote

ncia

a s

umin

istra

r

Pmax= 9,200 MWH = 400 hEnergía: 750 GWh

Pmax= 5,000 MWH = 2,100 hEnergía: 5,550 GWh

Pmax= -11,300 MWH = 550 hEnergía: 1,500 GWh

Energía correspondiente a 15,000 MW: 84,000 Gwh

Hueco Term 2009 :Hueco Termico 2020

Hipótesis: curva de demanda similar a la de 2009 con un incremento de 0% en 2010 y 2% en 2011-20.Producción hidroeléctrica y nuclear de 2020 igual a la de 2009 (seco y baja producción nuclear por coincidencia de mantenimiento. Producción del Régimen especial en 2020 el doble que la de 2009. Prácticamente lo que se prevé en Acuerdo políticoProducción térmica para satisfacer demanda bc, sin exportaciones.

5


COSTES DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

DESGLOSE DE LOS COSTES DE SUMINISTRO ELÉCTRICO (**)CON IMPUESTOS

TRANSPORTE4,6%

DISTRIBUCIÓN Y GESTIÓN

COMERCIAL16,2%

Anualidades déficits 2001-2010

6,1%

COSTES DE GENERACIÓN (*)

24,8%

Primas R.E.22,5%

Otros costes (**)4,1%

Impuestos18,7%

Compensación Extrapeninsulares3,0%

Consumo eléctrico: 45.6%

6


DÉFICIT DE TARIFA

A fin del año 2009 las compañías eléctricas reflejan 12.906 millones de euros registrados en sus

balances, que tienen que financiar con cargo a la deuda financiera suscrita

El Déficit de la Tarifa a 31.12.2009 (Mill. €)

215

3.2702.064

1.086

4.257

4.300

590

1.695

12.906

4.571

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Cedido Pendiente

(2006-2008) Extrapeninsular

(2001-2005) Extrapeninsular

2009

2008

2007

2006

2005

2000-2002

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Supeditados a compromisos UE 2020 20% Renovables

– La eficiencia económica como criterio fundamental. • Acompasar incorporación al avance por las curvas de aprendizaje.• Reducir la aportación al mix de las tecnologías de mayor coste.

– No ir más allá del compromiso de la UE. Objetivo 20% es exigente (SE 40%)

– Aumentar la participación de renovables en otros sectores.– Analizar las consecuencias para el sistema.

• Necesidad de potencia firme sin aporte de energía (back-up)• Recuperación de sus costes.• Hueco térmico inferior al de los últimos años.

Reducción de emisiones CO2

– Derechos sector eléctrico mediante subasta. Puesta en valor de tecnologías poco emisoras.

– Papel de la energía nuclear y las EERR. Objetivo Ahorro y eficiencia:

– Menor crecimiento de la demanda. Mayor penetración de la electricidad.

OBJETIVOS Y RETOS PARA LA PRÓXIMA DÉCADA

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• Dar certidumbre y seguridad regulatoria.

• Desarrollo de los planes de renovables de forma acompasada al resto de la UE.

• Adecuar el esquema tarifario para la desaparición del déficit en el plazo previsto y remunerar el papel de back-up del parque térmico.

• Avanzar en la liberalización reduciendo la TUR.

• Papel de las interconexiones.

• Potenciar el papel de la electricidad en el consumo final.

• Avanzar en la senda emprendida en condiciones de eficiencia técnica y económica.

MEDIDAS A DESARROLLAR

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PROSPECTIVA 2030: 5 EQUIPAMIENTOS ANALIZADOS

EQUIPAMIENTO

Base

Nuclear

6.500 MW de nueva nuclear

Carbón con captura y almacenamiento

6.500 MW de Carbón con

captura

Máx. penetración EE.RR.

27.000 MW deRenovables adicionales

Mixto

2.600 MW Nucleares + 3.900 MW de

Carbón con captura

* Además se incorpora el Equipo Fijo y el Equipo de Punta necesarios para garantizar la cobertura.

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

20

06

Má

xim

oa

pro

vech

am

ien

tod

el E

qu

ipo

20

11

Exp

an

sió

n N

ucl

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r

Má

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de

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no

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Ca

rbó

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: Ca

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tura

-N

ucl

ea

r

MW netosPotencia Punta

Cogeneración

Resto Renovables

Eólica

Hidroelétrica

Ciclos Combinados

Carbón

Nuclear

Potencias instaladas en 2030 (MW netos)

Escenarios de precios de combustibles y CO2

Escenarios de precios de combustibles y CO2

Escenario Carbón

Prioritario

Escenario Gas

Prioritario

Precios del gas (€/MWh de PCS) 20 12

Precio del carbón ($/tec) 70 70

Precio del CO2 (€/t) 20 30

10


EL ANÁLISIS DE UNESA A 2030

50

43

39

45

Base Nuclear Máxima Penet raciónRenovables

Caso Mixto NuclearCarbón CAC

48

41

36

46

43


Carbón CAC Caso Mixto NuclearCarbón CAC

Escenario: Gas prioritario

Escenario: Carbón prioritario

%

Dependencia energética

1 1 . 7 5 6

0

2 0 . 2 5 6

9 . 2 8 2

5 . 3 4 9

B a s e N u c le a r M a x i m a P e n e t r a c i ó nR e n o v a b le s

C a r b ó n C C A C a s o M i x t o N u c le a rC a r b ó n C A C

7 . 7 4 4

0

2 2 . 4 7 2

7 . 0 0 9

B a s e N u c le a r M á x i m a P e n e t r a c i ó nR e n o v a b le s

C a s o M i x t o N u c le a rC a r b ó n C A C



* Diferencias con respecto al equipamiento de menos coste(caso Nuclear)

Millones €

Diferencia de costes acumulados 2020-2030

39.697

51.106

71.905

48.598 49.601

Base Nuclear Máx PenetraciónRenovables

Carbón CAC Mixto Nuclear-Carbon CAC

Millones € 2007

-45%

+20%

Inversiones acumuladas en generación

5 7 , 6

4 6 , 34 0 , 1

5 1 , 7

B a s e N u c le a r M a x i m a P e n e tr a c i ó nR e n o v a b le s

C a s o M i x to N u c le a rC a rb ó n C A C

6 9 , 5

5 8 , 35 1 , 4

6 1 , 3 6 0


C a r b ó n C A C C a s o M i x to N u c le a rC a r b ó n C A C

Emisiones de CO2Millones tGas prioritario

Carbón prioritario

Escenario:

Escenario:

50

43

39

45



50

43

39

45



48

41

36

46

43



48

41

36

46

43





%

Dependencia energética

1 1 . 7 5 6

0

2 0 . 2 5 6

9 . 2 8 2

5 . 3 4 9


C a r b ó n C C A C a s o M i x t o N u c le a rC a r b ó n C A C

7 . 7 4 4

0

2 2 . 4 7 2

7 . 0 0 9

B a s e N u c le a r M á x i m a P e n e t r a c i ó nR e n o v a b le s

C a s o M i x t o N u c le a rC a r b ó n C A C



* Diferencias con respecto al equipamiento de menos coste(caso Nuclear)

Millones €

Diferencia de costes acumulados 2020-2030

39.697

51.106

71.905

48.598 49.601

Base Nuclear Máx PenetraciónRenovables

Carbón CAC Mixto Nuclear-Carbon CAC

Millones € 2007

-45%

+20%

Inversiones acumuladas en generación

5 7 , 6

4 6 , 34 0 , 1

5 1 , 7

B a s e N u c le a r M a x i m a P e n e tr a c i ó nR e n o v a b le s

C a s o M i x to N u c le a rC a rb ó n C A C

6 9 , 5

5 8 , 35 1 , 4

6 1 , 3 6 0


C a r b ó n C A C C a s o M i x to N u c le a rC a r b ó n C A C

Emisiones de CO2Millones tGas prioritario

Carbón prioritario

Escenario:

Escenario:

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OBJETIVO ÚLTIMO

Alcanzar la meta de un sistema eléctrico

robusto y sostenible técnica y

económicamente , que reside en:

►un mix equilibrado de todas las tecnologías

disponibles, incluida la nuclear

► la diversificación de fuentes de energía primaria,

de sus orígenes geográficos de suministro

► la diversidad de tecnologías y de

emplazamientos

► una red de transporte y distribución lo

suficientemente mallada e interconectada

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Muchas gracias por su atenciónwww.unesa.es

TENDENCIAS EN EL SECTOR ENERGETICO

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