perspectiva desde las necesidades de los grandes consumidores industriales madrid, 23 de marzo de...
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PERSPECTIVA DESDE LAS NECESIDADES DE LOS GRANDES CONSUMIDORES INDUSTRIALES
Madrid, 23 de marzo de 2010
Javier Penacho. AEGE
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1. LO QUE SIGNIFICA AEGE
2. LO QUE SIGNIFICA LA ENERGÍA ELÉCTRICA PARA PARA LA INDUSTRIA BÁSICA
3. LA ELECTRICIDAD SERVICIO PÚBLICO Y LA ELECTRICIDAD MATERIA PRIMA. DOS PRODUCTOS RADICALMENTE DISTINTOS
4. LA LIBERALIZACIÓN ELÉCTRICA UE A GRANDES RASGOS, CON CONCLUSIONES A PARTIR DE DATOS OBJETIVOS
5. ESPAÑA EN EL MUNDO UE, ELECTRICIDAD INCLUIDA
6. LA OPCIÓN ESPAÑOLA: RENOVABLES , EFICIENCIA , COSTE , SEGURIDAD DE SUMINISTRO
7. EL CONCEPTO A DEFENDER: REGULACIÓN COMPETITIVA
8. LA PROPUESTA DE AEGE: COLABORACIÓN CON EL SISTEMA PARA GARANTIZAR COMPETITIVIDAD ELÉCTRICA
INDICE
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Gran representación de la industria básica
15% de la demanda de energía eléctrica
10% de la demanda de gas natural no eléctricaNota: no incluye adhesiones en proceso
Lo que significa AEGE
GASES QUÍMICA INDUSTRIALES BÁSICA
A.G. CEMENTOS BALBOA
ABELLO LINDE, S.A. ALCOA ERCROS A.G. SID.BALBOA SAINT GOBAIN CRIS.
CEMENTOS COSMOS, S.A.
AIR LIQUIDE ASTURIANA DE ZINC SOLVAYARCELOR MITTAL
ESPAÑASGL CARBON, S.A.
CEMENTOS MOLINS INDUSTRIAL
MESSER CARBUROS ATLANTIC COPPER CELSA
CEMENTOS PORTLAND VALDERRIVAS
PRAXAIR CARBUROS DEL CINCA INFUN,S.A.
CEMEX ESPAÑA, S.A.S.E.DE CARBUROS
METALICOSFERROATLANTICA MEGASA
HOLCIM ESPAÑA, S.A. SIDENOR
LAFARGE CEMENTOS SID.SEVILLANA
S.A.TUDELA VEGUIN TUBACEX
SOCIEDAD FINANCIERA Y MINERA
TUBOS REUNIDOS
CEMENTOS METALES SIDERURGIA OTROS
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Lo que significa la energía eléctrica para para la industria básica
Aluminio 99,5Bobina calienteCemento PortlandCloroCobre catódico 99,9FerrosilicioOxígenoPalanquillaPapel estucadoSilicio metal 99,99
3 veces la mano de obra directa 2 veces gastos fijos+mantenimiento+administración +ventas+generales 6 veces amortización+cargas financieras Fuente: Encuesta AEGE 2005
La energía eléctrica es clave de competitividad. Como media para los productos relacionados en el recuadro azul significa lo indicado en el recuadro rojo.
La encuesta se hizo de forma específica para la energía eléctrica. Si incluimos el gas las cifras de ese recuadro se pueden multiplicar por 1,5 sin demasiado riesgo de error
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CIUDADANO INDUSTRIA BÁSICA
La electricidad es
Servicio imprescindible Materia prima
Lo que pide en precio Asequible Competitivo
Garantía de suministro Innegociable Negociable
Compromiso de consumo No
Si, incluso hora a hora a 15 años
vistaPredecibilidad del consumo
No como individuo
Si, en cada contador
Volumen relativo 3.000 kWh/año y familia
50.000 veces mayor
Preocupación del político
Máxima, porque es el votante
Relativa. Se les conoce poco
¿Se pueden atender desde una misma
referencia de mercado dos
productos que tienen que satisfacer a
clientes radicalmente distintos en
necesidades, prioridades y capacidad de compromiso?
A nuestro juicio, no
Hay dos “productos eléctricos” radicalmente distintos, el servicio y la materia prima
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La liberalización eléctrica planteada por la UE: Un primer resumen
1) Los Gobiernos presentan tres “caras” No ceden a Bruselas la gestión del servicio público,
fundamental para ellos Si “delegan” la electricidad “materia prima” a un mercado todavía irreal desde la perspectiva UE Decide cada uno por su cuenta el mix de generación y, por
tanto tanto, también “deciden” el precio marginal2) Aparece con fuerza el criterio de sostenibilidad en la generación= primas fuera de mercado a las renovables
3) El cliente no puede forzar competencia porque no puede “importar” la electricidad producida en otros países porque, para esta “materia prima”, los sistemas de transporte son escasos a nivel europeo y no están inventados a nivel mundial
En resumen: Para la electricidad materia prima se consolidan mercados regionales cerrados a la competencia real
Bruselas reconoce que algo falla, y aprueba “el III Paquete” pero, en el mejor de los casos, el consumidor seguirá siendo cliente cautivo regional hasta que el III Paquete sea eficaz
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¿Es lógico que contratar a plazo una materia prima resulte más caro que comprarla cada semana durante 8 años?
EVOLUCIÓN DE PRECIOS OTC DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALEMANIAPRECIO MEDIO PAGADO EL AÑO NATURAL INMEDIATAMENTE ANTERIOR, SEGÚN LA FÓRMULA DE COMPRA . Fuente: Platts
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Los precios de los distintos mercados parecía que se aproximaban, pero…
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La liberalización eléctrica UE se enfrenta a demasiada disparidad en la realidad de los países miembro
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30
40
50
60DATOS PER CAPITA 2007
pib miles $2000
consumo eléctricidad MWh
emisión CO2 t
demanda de energía toe
Fuente: Informe AIE 2009
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La liberalización eléctrica europea está dejando fuera de juego a la industria básica
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La industria básica es una realidad potente en la UE, pero cada país es como es
¿Cuál es mi modelo, Alemania o Reino Unido
(1) Producción neta y consumo aparente hasta Reino Unido. Desde Suecia, producción y consumo en acero equivalente. Datos IISI(2) Datos CRU año 2005 aluminio primario Consumo = produccion + importaciones. Rojo Estimacion propia(3) Los datos de producción de cemento incluyen exportación de clinker para todos los países excepto Reino Unido(4) La distancia de transporte por tren es de 480 km, y por carretera 200, por lo que se considera producción=-consumo(5) Datos Brook Hunt(6) SiMn+Mn refinado+FeMn.(7) Sin datos de consumo, pero es proporcional a la producción de acero(8) Datos International Lead and Zinc Study Group (ILZSG)
Producción Consumo Producción Consumo Producción Consumo Producción Consumo Producción Consumo
Acero(1) 39.983 38.472 19.088 23.641 17.073 16.161 33.930 39.420 12.034 12.915Aluminio(2) 643 1.960 396 616 442 783 195 979 366 600Cemento(3) 34.203 28.920 54.048 55.896 22.540 23.852 47.875 46.880 12.224 13.833Cloro (4) 4.553 4.553 626 626 1.282 1.282 496 496 620 620Cobre(5) 650 1.318 275 325 0 378 33 790 0 48Electrodos de grafito 80 34 95 32 45 22 30 35 0 12Ferroaleaciones(6) (7) 302 (7) 342 (7) 75 (7) (7)Zinc (8) 317 564 507 225 120 285 109 313 172
ALEMANIA ESPAÑA FRANCIA ITALIA REINO UNIDO
LA INDUSTRIA BASICA EN LA UEDatos 2006 en miles de t.
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El “dafo” del mercado eléctricoEL CASO ESPAÑOL
• La hidráulica está prácticamente agotada, y la nuclear sometida a criterios políticos desfavorables e incompatibles con una decisión de inversión a 40 años
• Los proveedores nacionales han invertido en contra del mercado, primero en lo más caro en variable, el ciclo combinado, y luego, además, en las renovables, subvencionadas fuera de mercado
• Resultado a corto y medio: Generación cara en un mercado regional cerrado. Nada que ver con un mercado UE
• El mercado OMEL cumple con su obligación y garantiza transpa-rencia en la fijación de los precios, pero no induce el cambio de tecnología, y el precio real de cada hora no es el que se publica, porque faltan unas primas que no decide el mercado
• La industria consumidora sometida a competencia real no puede soportar a su costa esos sobrecostes y la solución, líneas transeuropeas suficientes y renovables sin primas, tardará mucho
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La primera visión desde el consumidor industrial sometido en primera línea a la competencia global
¿Es la energía eléctrica un fin último?
No, es una materia prima que la UE está liberalizando, y se supone que en beneficio
del cliente
¿Hacia dónde va la liberalización
UE? Por ahora mercados regionales tanto para el servicio público como para la materia prima
¿Hacia dónde va nuestro sistema
energético? Sólo gas y renovables, en una opción valiente
y lícita, pero poco firme y cara a corto plazo
¿Ofrece España competitividad
eléctrica como país? No, a pesar de los 0€/MWh, que son una
demostración más de que nuestro mercado está cerrado . Además, la subyacente de costes altos se paga vía la regulación, la
tarifa de accesos
¿Tiene derecho el comprador de
la materia prima a que el Estado tenga en cuenta sus necesidades como comprador?
Rotundamente, si. Una empresa eficiente y comprometida forma parte de pleno derecho
de la sociedad civil
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Y venimos a nuestro mercado aislado: la locura del momento actual pero…
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1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
€/ MWh
Evolución precios OMEL mercado diario en €/MWhMedia anual de valores medios mensuales
PRECIO MÁXIMO
PRECIO MEDIO
PRECIO MÍNIMO
¿Me puedo fiar de estos precios a 0€ para
decidir una inversión a largo plazo?
¿Cuál sería el precio OMEL si hubiese
conexión suficiente?
¿Cuál sería el “precio OMEL” si incluyese
primas y déficit de tarifa?
Lo que ya se sabe es que los precios
regulados han subido una media del 93%
para la industria en dos años
Y los expertos calculan otro 100% de subida en los próximos 5-10 años
15Nota: La altura de las columnas no refleja proporcionalidad del peso de cada componente
Transporte, distribución
y operación del sistema
Primas, déficity ajustes TUR
Impuestosy otros ajustes
Mercado regionalactual
SITUACIÓN ACTUAL
Pérdida de competitividad de los precios
finales
De acuerdo con el informe 33/2009, de la CNE, sobre las tarifas a partir de 1 de enero 2010, La suma de primas y déficit de tarifa va a suponer en 2010, como media anual, un mínimo de 32,5 €/MWh a añadir al precio del pool.
De acuerdo con estimaciones de expertos, los accesos para la industria podrían volver a subir un 30% en julio 2010
El peso creciente de las decisiones regulatorias sobre el mercado.
LAS PRIMAS Y EL DÉFICIT
16Nota: La altura de las columnas no refleja proporcionalidad del peso de cada componente
Transporte, distribución
y operación del sistema
Primas, déficity ajustes TUR
Impuestosy otros ajustes
Mercado regionalactual
SITUACIÓN ACTUAL
Pérdida de competitividad de los precios
finales
La directiva UE sobre impuestos sobre energía "recomienda" para los consumos profesionales un mínimo de 0,5 €/MWh y prevé la posibilidad de menos para la energia eléctrica materia prima
En España el impuesto es el 5,11%, sin ninguna distinción. Para un precio final de "sólo" 60 €/MWh, impuestos incluidos, supone un 2,5 €/MWh más
Acabamos de ver como un problema social, la pérdida de competitividad del carbón nacional , se resuelve por la vía de la regulación eléctrica
Ejemplos del peso creciente de las decisiones regulatorias sobre el mercado.
LOS IMPUESTOS Y OTROS AJUSTES
• Que no queramos ver que estamos creando un mercado para un producto que se transporta mal a nivel europeo y nada a nivel intercontinental
• Que no reaccionemos con racionalidad, una vez comprobado que la opción renovable, por muy acertada que sea, crea dificultades técnicas, de inversión en líneas, de escasa garantía de potencia real, de coste incontrolado, etc
• Que no acertemos a digerir y controlar la mezcla de: – servicio=seguridad de suministro=responsabilidad política– abastecimiento=decisión política– electricidad materia prima=competitividad=¿dejada con carácter
residual al “mercado”?• Y que no reaccionemos rápido, tanto por la crisis como por la
consolidación de la industria eficiente en nuestro modelo país, € incluido
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Lo que no puede ocurrir
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Consideramos que hay que añadir a la normativa liberalizadora eléctrica un concepto clave,
LA REGULACIÓN COMPETITIVA
• La competitividad hay que medirla en precio final cliente, incluidos los aspectos regulados
• Las características específicas de la electricidad requieren de un peso importante de costes regulados, básicamente los monopolios naturales de transporte y distribución y los gastos de gestión del sistema eléctrico.
• En España aparecen, además, sobrecostes específicos ajenos al mercado, la apuesta por las renovables, el ajuste de la TUR, el llamado déficit tarifario, ahora la “solución carbón”, etc.
• El efecto ya es real: las tarifas de acceso, la parte regulada, han subido para la industria una media del 93% en dos años, y la tendencia sigue.
• Luego habrá que actuar e incorporar a la regulación elementos que permitan el retorno a la competitividad de la electricidad materia prima, hasta que el mercado eléctrico sea real al menos a nivel UE
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• La electricidad materia prima tiene que seguir siendo competitiva en España.
• Esa competitividad solo será real si también se aplica a las partes reguladas, tarifas de acceso, impuestos y resto de conceptos que se añaden al precio eléctrico
• No hay que olvidar que la gestión de demanda ha formado parte importante del esquema tarifario español desde hace 30 años, como medio para alcanzar precios finales industriales competitivos en España
• Y nuestro mercado, aislado y con mucho peso de renovables, la sigue necesitando
Tras este análisis, y dada nuestra experiencia en gestión de demanda, nuestro como industria básica
es…
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Las reflexiones y propuestas “AEGE” de forma resumida
Nota: La altura de las columnas no refleja proporcionalidad del peso de cada componente
Transporte, distribución
y operación del sistema
Primas, déficity ajustes TUR
Impuestosy otros ajustes
Regulación competitiva
Mercado regionalactual
Mercado realUE
OBJETIVO: MERCADO ÚNICO UE= PRECIOS
COMPETITIVOS
ADAPTACIÓN TRANSITORIASITUACIÓN
ACTUAL
Pérdida de competitividad de los precios
finales
Impuestos, transporte, distribución y operación del sistemaarmonizados UE
Gestión de demanda
Gestión de demanda adaptada
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¿Sigue siendo necesaria la gestión de demanda?
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La punta de demanda es insensible a las crisis
Fuente: REE
30.000
32.000
34.000
36.000
38.000
40.000
42.000
44.000
46.000
48.000
45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
MW
Semanas
PUNTA DE DEMANDA DE INVIERNOMiércoles desde final de octubre
a mediados de marzo2009-2010
2008-2009
2007/2008
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Nuestra forma de consumir requiere un sistema cada vez más amplio funcionando muy pocas horas
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MW
Miercoles de cada semana
Punta y valle de demanda peninsular según REE
POTENCIA MÁXIMA
POTENCIA MÍNIMA
Lineal (POTENCIA MÁXIMA)
Lineal (POTENCIA MÍNIMA)
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El viento ya es clave, pero como energía, no como potencia garantizada
La apuesta española por el viento empieza a dar resultados palpables, pero…
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MW
Miercoles de cada semana
Energía eólicaGeneración según REE
Generación máxima
Generación mínima
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La falta de garantía de la potencia eólica es un dato medible
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MW
Miercoles de cada semana
Energía eólica% cubierto de la punta y del valle según REE
% eólica en el valle
% eólica en la punta
Con 18.000 MW eólicos, la aportación a la punta de demanda ha llegado a ser casi 0%, y no sólo un día
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Pero, además, la variabilidad del viento somete a la operación del sistema a más complejidad y riesgos de los deseables
Cuando la eólica instalada llegue
a los 30.000 MW, ¿sabremos
gestionar oscilaciones de 10.000 MW en
muy pocas horas?
Aunque REE aprenda a
hacerlo, ¿habremos
instalado las redes
suficientes?0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MW
Miercoles de cada semana
Energía eólica.Diferencia diaria entre generación máxima y mínima según REE
Dif eólica …Lineal (Dif …
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A efectos de garantía de suministro, no importa la potencia instalada sino la gestionable, la realmente a
disposición de REE
En términos de nudo único, la potencia
gestionable está
demasiado próxima a la
máxima demandada
Si, además, hay
problemas de redes a
nivel local, el problema se
agrava.0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
110.000
120.000MW
Potencia instalada , gestionable crítica, máxima demandada y nº de aplicaciones de interrumpibilidad
POTENCIA TOTAL INSTALADA
Potencia máxima demandada
Potencia disponible en año seco, nublado y sin viento*
35% de la hidráulica85% de la térmica3% de la eólica
30% del resto de especialFuente:CNE, REE, Planificación(1) Supuesto que no hay problemas de redes
16
1
9
6
1
0
5
0
1
28
Fuente: REE
3.000 MW
UN EJEMPLO REALDE GESTIÓN EFICAZ
DE DEMANDA
Una imagen vale más que mil palabras
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Y habrá que hacerlo bien: Cuatro criterios
EXPERIENCIA: Sabemos hacerlo, porque lo llevamos haciendo desde hace 25 años, pero es necesario adaptar esa experiencia a la situación actual
EFICIENCIA: El sistema eléctrico debe resultar más eficiente, seguro y económico con nuestra gestión de demanda que sin ella. CUALQUIER OTRA COSA SE ENTENDERÍA COMO SUBVENCIÓN
RELACIÓN ESFUERZO-RENDIMIENTO: Las fórmulas deben garantizar proporcionalidad entre el esfuerzo de gestión y la compensación económica
COMPROMISO: La regulación que se plantee debe ser coherente con los plazos de retorno de inversiones de ambas partes
La gestión de demanda sigue siendo necesaria, pero hay que adaptarla a la realidad actual
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El resumen gráfico final de toda la filosofía y propuestas
Nota: La altura de las columnas no refleja proporcionalidad del peso de cada componente
Transporte, distribución
y operación del sistema
Primas, déficity ajustes TUR
Impuestosy otros ajustes
Regulación competitiva
Mercado regionalactual
Mercado realUE
OBJETIVO: MERCADO ÚNICO UE= PRECIOS
COMPETITIVOS
ADAPTACIÓN TRANSITORIASITUACIÓN
ACTUAL
Pérdida de competitividad de los precios
finales
Impuestos, transporte, distribución y operación del sistemaarmonizados UE
Gestión de demanda
Gestión de demanda adaptada
Un sistema eléctrico más barato, eficiente y seguro con gestión dee demanda que sin
ella
• Cesión de potencia inmediata ante situaciones sobrevenidas • Achatamiento de la curva de carga• Gestión de reactiva• Uso compartido de instalaciones con REE y/o el distribuidor• Adecuación a la evolución del viento• …..
GESTIÓN DE DEMANDA ADAPTADA
