POSICIÓN DEL SECTOR EÓLICO ANTE LA PROPUESTA DE REFORMA DE SU REGULACIÓN TEMAS COMPLEMENTARIOS

1. POSICIÓN DEL SECTOR EÓLICO ANTE LA PROPUESTA DE REFORMA DE SU REGULACIÓN TEMAS COMPLEMENTARIOS 14 de marzo 2007

2. COSTES MEDIOS MAS BAJOS EN BASE A INFORMACIÓN SUMINISTRADA POR LOS PRODUCTORES Inversión promedio año 2007(?): 968.000 €/kW

3. COSTE DEL AEROGENERADOR-CNE

4. CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LA TIR

5. ANALISIS COMPARATIVO

6. COMPARATIVA DE LAS REMUNERACIONES(PRIMER TRAMO: AÑOS 1 A 5)

7. TEMAS TÉCNICOS I CENTROS DE CONTROL • RTº 19 Y DT 4ª: CENTROS DE CONTROL: • Importante indicar a que PO se hace referencia, PO 3.7. o PO 9. • Cómo, quién y en qué momento se certifica la conexión con CC. • El plazo de 6 meses no se sabe a partir de qué fecha: 24/12/2006 o publicación • Corrección de errores del RD 1634/2006, de 29 de diciembre por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007: Disposición transitoria noventa: “Aquellas instalaciones del régimen especial con potencia superior a 10 MW …, que a la entrada en vigor del presente real decreto no hubieran cumplido con la obligación de estar asociadas a un centro de control…, tendrán de plazo para hacerlo hasta el 30 de junio de 2007 a efectos de percepción de los beneficios económicos asociados al régimen especial”

8. TEMAS TÉCNICOS II HUECOS DE TENSIÓN • DT 3ª: HUECOS DE TENSIÓN: • > 01/01/07 (30/06/2007 negociado): inscripción definitiva en RE. No cobran y alguno no lo tenían previsto. • < 01/01/07 (30/06/2007 negociado): pueden cobrar pero las soluciones técnicas no están todavía certificadas. • SEGÚN CNE: admite la propuesta del MITyC y considera el ingreso neutro (inversión unitaria: 968 €/KW).

9. TEMAS TÉCNICOS III CESIÓN A LA RED Y REGISTRO DE POTENCIA • Artº 20: CESIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A REE: • En principio todos los PPOO son obligatorios si se acude al mercado, pero algunos son específicos para el Régimen especial no gestionable y se producen algunos solapes (ej: PO 3.7. Y PO 9.0). • Artº 21: REGISTRO DE POTENCIA (prácticamente se da por cerrado este tema). Situación actual y alternativas: • 25.000 MW ya tienen autorización administrativa por lo que su aplicación es limitada • La alternativa es llevar un control a través del REPE y cuando se llegue al 80% de la potencia objetivo, informar al sector de los posibles criterios limtadores.

10. TEMAS TÉCNICOS IV ARTº 22: Mecanismo de retribución:TARIFA REGULADA • PROCEDIMIENTO A SEGUIR PARA DE ACUERDO CON OMEL: • Procedimientos de cobro. • Papel de las distribuidoras. transitorio (2009 según de CNE, para reagrupar) o estable. • Posibles retrasos en las liquidaciones por parte de CNE. • Necesidades de avales (parece que son necesarios). • Posible agrupamiento de parques para disminuir los desvíos (Aceptado por CNE). • CNE considera que existe una falta de concreción sobre el mecanismo de la venta de energía a tarifa, de la realización de programas de funcionamiento y de la imputación del coste del desvío.

11. TEMAS TÉCNICOS V LIQUIDACIONES Y PARTICIPACION EN EL MERCADO • Artº 27: LIQUIDACIONES • Posibles retrasos en los cobros y garantías y avales adicionales. • Artº 28: PARTICIPACIÓN EN ELMERCADO • Hay que incluir en el RD la mención a las reglas de funcionamiento del mercado que pueden ser cambiantes • Hay que aclarar si la tarifa regulada puede participar en los mercados intradiarios.

12. TEMAS TÉCNICOS VI SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS • Artº 30: SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS: Las instalaciones de régimen especial no participarán en los mercados asociados a los servicios gestionados por el OS salvo que no existan otros medios y la seguridad del sistema así lo exija (se entiende que es después del PBF). • Aclarar los posibles pagos por pérdida de ingresos por restricciones técnicas en tiempo real (según PO 14.4). • Concretar procedimiento aplicable (se entiende que es el PO 14.4).

13. TEMAS TÉCNICOS VII COSTE DE LOS DESVÍOS • Artº 31: CÁLCULO Y LIQUIDACIÓN DE LOS COSTES DE LOS DESVÍOS • Aplicable a aquellas instalaciones de potencia superior a 5 MW • Aclarar si la tolerancia del 20% sería aplicable al mercado • Aclarar si en tarifa regulada se supera la tolerancia el 20%, entonces se penaliza el total de la energía desviada o sólo la diferencia.

14. TEMAS TÉCNICOS VIII GARANTÍA DE POTENCIA • DA 1ª: GARANTÍA DE POTENCIA: • SI NO SE COBRA GARANTÍA DE POTENCIA TAMPOCO DEBEN PAGARSE DESVÍOS, es decir, si no podemos cobrar por la potencia planificada, tampoco podremos exigirnos dicha planificación y por tanto no debemos pagar desvíos. • CNE: considera que debemos cobrar por garantía de potencia pero posteriormente no la incluye en los cálculos de rentabilidad.

15. TEMAS TÉCNICOS IX LIQUIDACIÓN PROVISIONAL DE LA GP:PROBLEMA ADICIONAL • Las liquidaciones de pago de garantía de potencia son provisionales. • P.O. 14.5 fija el cálculo de la GP • En el supuesto que se defina un procedimiento de cálculo de derecho de cobro por GP en 2007, podría suceder: • que el nuevo cálculo dé por bueno las liquidaciones practicadas con carácter provisional desde marzo 04 a mayo 06 ó • que el nuevo cálculo se aplique a todo el período y permita hacer firmes los cálculos provisionales realizados para ese período.

16. TEMAS TÉCNICOS X LIQUIDACIÓN PROVISIONAL DE LA GP:PROBLEMA ADICIONAL • En este segundo caso, si el nuevo cálculo establece que el derecho de cobro para las renovables fluyentes es CERO, las reliquidaciones deberían permitir a los operadores del mercado “recuperar” los importes abonados a las plantes renovables fluyentes y repartirlos entre el resto de generadores con derecho de cobro por este concepto. • A partir de la información publicada por CNE, el importe por pagos por GP “provisionales” supera los 85 millones de euros. No existen garantías suficientes depositadas ante los operadores del mercado para hacer frente a este recálculo de los importes abonados.

17. POSICIÓN DE LA CNE

18. TEMAS TÉCNICOS XI REMUNERACION POR REACTIVA • Los problemas en algunos nudos está planteando a REE el proponer una modificación del cobro de reactiva y del Anexo V. • La propuesta puede estar en línea con el PO 7.4, que considera remuneraciones pero no es operativo. • La reactiva afecta a la operación de los parques y los aerogeneradores.

19. TEMAS TÉCNICOS XII DEROGACION DE LA OM/85 • AEE va a proponer un nuevo tarado de las protecciones de frecuencia Habrá que aclarar si se aplican a las máquinas o en la subestación. • Hay que presionar para que se limite el 1/20 de la Scc en el punto de conexión. • Abordar la sobreinstalación?.

20. TEMAS ADICIONALES I • HAY QUE SUPRIMIR EL CERTIFICADO DE ADHESIÓN A LAS REGLAS DEL MERCADO PARA EL TRÁMITE DE INSCRIPCIÓN DEFINITIVA. • HASTA LA FECHA DE ADHESIÓN DEFINITIVA AL MERCADO, LA PRODUCCIÓN SE DEBE PAGAR A LA TARIFA REGULADA (RECONOCIDO POR LA CNE Y EL BORRADOR PARA EL PERIODO DE PRUEBAS).

21. TEMAS ADICIONALES II • PRÓRROGA DEL RÉGIMEN TRANSITORIO DEL RD 436/2006 PARA LAS INSTALACIONES ACOGIDAS AL RD 2818/1998 EN TANTO NO SE APRUEBE EL MARCO REGULATORIO APLICABLE A LAS SEIE. • ELIMINAR LA REFERENCIA A LA EXISTENCIA DE PÉRDIDAS, ACLARAR EL CONCEPTO DE BARRAS DE CENTRAL. • DEBE PUBLICARSE LOS MODELOS DE LOS CONTRATOS DE ACCESO A LA RED DE TRANSPORTE Y DE COMPRA-VENTA DE ENERGÍA. • DEBERÍA REFLEJARSE QUE LOS REFUERZOS DE LAS RdT DEBEN SUFRAGARSE POR EL SISTEMA. • ACLARAR LA FIGURA DEL GESTOR DE NUDO QUE APARECE EN ALGUNAS CTA.