CARLOS SOLÉ MARTÍN Director de Energía Eléctrica Comisión Nacional de Energía

1. PRIMERA EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA DE ARIAESesión A.1.5: Análisis comparativo de los distintos métodos regulatorios para promover la generación con fuentes de energías renovables CARLOS SOLÉ MARTÍN Director de Energía Eléctrica Comisión Nacional de Energía La Antigua, 17 de noviembre de 2003

2. ÍNDICE Los Impactos Ambientales Esquemas de Fomento de las Energías Renovables en La Unión Europea El Régimen Especial en España

3. 1. Los Impactos Ambientales 1.1.El desarrollo energético sostenible Consumo de energía. • la explotación • Sociedad basada en de la energía. • la utilización • Crecimiento de la demanda eléctrica, la electricidad es una forma de energía versátil y limpia en el punto de consumo. • Ratio de consumo> Ratio de Producto Interior Bruto • Consumo creciente, a pesar de las mejoras en la eficiencia. Se incrementa la intensidad energética

4. 1. Los Impactos Ambientales 1.1.El desarrollo energético sostenible DESARROLLO SOCIAL DESARROLLO ECONÓMICO DESARROLLO AMBIENTAL • La “Agenda 21” recoge las conclusiones de Río de Janeiro. • La Unión Europea : • - Incorpora: Tratado de Amsterdam (1997) y Consejo de Lisboa (2000). • - Elabora una Estrategia Conjunta, Consejo de Gotenburg (2001), con cuatro prioridades: • cambio climáticotransportesalud públicarecursos naturales • El Gobierno español elabora la Estrategia Española de Desarrollo Sostenible.

5. 1. Los Impactos Ambientales 1.1.El desarrollo energético sostenible SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO EFICIENCIA ECONÓMICA COMPATIBILIDAD AMBIENTAL -Libro Verde “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”. -Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999 -Informes Marco CNE 2001, 2002 -Documento de Planificación 2002 -Agotamiento de los recursos naturales -La transformación y el uso de la energía tienen efectos negativos sobre el medio ambiente. -Proceso de liberalización -Eficiencia de mercado

6. 1. Los Impactos Ambientales 1.2. Generación LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PROVOCA IMPACTOS AMBIENTALES Es responsable del: 90% de emisiones de SO2 procedentes de GIC* 68% de emisiones totales de SO2 90% de emisiones de NOx procedentes de GIC* 23% de emisiones totales de Nox 25% de emisiones totales de CO2 95% producción de residuos de alta actividad *GIC: grandes instalaciones de combustión ( > 50MWt)

7. 1. Los Impactos Ambientales 1.2. Transporte y Distribución EFECTOS MEDIOAMBIENTALES DE LAS LINEAS (trasporte, distribución y consumo) - INDUCCIÓN ELECTROESTÁTICA - INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA - PÉRDIDAS DE ENERGÍA (Calentamientos) - RUIDO AUDIBLE - RADIOINTERFERENCIAS - EFECTOS BIOLÓGICOS

8. 1. Los Impactos Ambientales 1.3. La internalización de costes ambientales • Los precios de mercado no incluyen la totalidad de los costes. • Costes ambientales • Costes del suministro a largo plazo • Los costes ambientales recaen en la sociedad: LOS QUE CONTAMINAN NO SON LOS QUE PAGAN. • La administración tiene dos opciones: • Prohibir la actividad o el producto (gasolina con plomo sep.02) • Internalizar los costes ambientales INTERNALIZACIÓN DE LOSCOSTES AMBIENTALES para obtener las eficiencias del mercado y que el desarrollo energético sea sostenible

9. 1. Los Impactos Ambientales 1.3. La internalización de costes ambientales • Mecanismos Directos: E.I.A., “Command and Control” y planificación. • Mecanismos Indirectos : • Fiscalidad: impuestos energéticos, impuestos sobre el dióxido de carbono (incluyen el coste ambiental). Reforma fiscal verde. • Mercado: comercio de emisiones, certificados verdes comercializables. • Incentivos económicos a las energías renovables y tecnologías eficientes (incluyen beneficios ambientales relativos), pagados por todos los consumidores de electricidad • Primas a la producción en régimen especial • Incentivos a programas de gestión de la demanda Existen incertidumbres en la cuantificación de los costes Implementación asimétrica de los mecanismos GRADUALIDAD Y PRUDENCIA

10. 1. Los Impactos Ambientales 1.3. La internalización de costes ambientales A) Mecanismos directos. EIA y Command and control • DIRECTIVA 97/11/CE : Evaluación de las repercusiones de determinados proyectos sobre el medio ambiente, que modifica la Directiva 85/337/CEE (Evaluación Impacto Ambiental). • DIRECTIVA 2001/80/CE: Limitación de emisiones a la atmósfera de contaminantes (SO2, NOx, partículas) procedentes de GIC * que modifica la Directiva 88/609/CEE, de 24 de Noviembre • DIRECTIVA 2001/81/CE:Techos nacionales de emisión para ciertos contaminantes atmosféricos. • DIRECTIVA 96/61/CE: Prevención y control integrados de la contaminación. • DIRECTIVA 2003/30/CE: Fomento del uso de biocombustibles para transporte. • DIRECTIVA 2002/91/CE: Eficiencia energética de los edificios.

11. 1. Los Impactos Ambientales 1.3. La internalización de costes ambientales A) Mecanismos directos. Planificación • ANTES: planificación VINCULANTE instrumento más importante de la política energética. • AHORA • Objetivos: • Garantizar suministro. • Minimizar impactos ambientales y cumplir objetivos políticos. • Analizar el posible ejercicio del poder de mercado a largo plazo. • Resultados: • Establecer señales que puedan orientar a los agentes en sus decisiones. • Análisis previo de estas señales mediante un modelo de planificación. • Suministrar información homogénea a los nuevos agentes planificación VINCULANTE actividades reguladas planificación INDICATIVA actividades liberalizadas RESOLVER FALLOS DE MERCADO A LARGO PLAZO

12. 1. Los Impactos Ambientales 1.3. La internalización de costes ambientales DIRECTIVA 2001/77/CE:Fomento de la electricidad producida con energías renovables. • Objetivo: incrementar la participación de las energías renovables en la producción de electricidad y crear las bases para el mercado eléctrico interno. • Mecanismos de apoyo: informe de la Comisión Europea en 2005 sobre el cumplimiento de objetivos y la eficiencia económica de cada mecanismo. • Informes EM: • Objetivo indicativo de ER en % de demanda eléctrica y medidas. • Cumplimiento de objetivos indicativos y de medidas tomadas (cada 2 años) • Garantía de origen: • 27 octubre 2003 • Supervisado por un organismo independiente • Especificará el origen, fecha, lugar y capacidad • Reconocida por todos los Estados Miembros. • Medidas administrativas para autorización, conexión a la red. 12% del consumo de energía primaria 2010 22,1% del consumo de electricidad

13. 1. Los Impactos Ambientales. 1.3. La internalización de costes ambientales A) Mecanismos directos. Planificación PROPUESTA DE DIRECTIVA:Fomento de la cogeneración basada en el uso de la demanda de calor en el mercado interior de la energía. • Objetivo: incrementar la participación de la cogeneración basada la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía (según criterios de eficiencia energética) • Potencial en cada país • Informes de la Comisión Europea: sobre eficiencia económica de cada mecanismo. Potencial (ahorro de energía primaria) y eficiencia de referencia. • Informes EM • Barreras • Medidas tomadas sobre acceso a la red. • Garantía de origen: 2 años después de su entrada en vigor • Supervisado por un organismo independiente • Especificará combustible, uso del calor, fecha, lugar, cantidad elect., eficiencia • Reconocida por todos los Estados Miembros. • Medidas administrativas para autorizar y conectarse a la red.

14. 1. Los Impactos Ambientales. 1.3. La internalización de costes ambientales B). Mecanismos indirectos.Fiscal DIRECTIVA 2003/96/CE: Imposición de productos energéticos. • Para completar los impuestos indirectos sobre los hidrocarburos, el carbón, el gas natural y la electricidad. • Los niveles de imposición que apliquen los Estados, no pueden ser inferiores a los niveles mínimos establecidos en esta Directiva. • Ámbito de aplicación: • Combustibles en motores y calefacción: • Gas Natural: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Transitorio 10 años España • Carbón: 0,3 €/GJ (industria 0,15€/GJ) Exenciones para la producción de electricidad, siderurgia y domestico • Gasolina: 287 -> 359 €/1000 l en 2004 España ahora 396 • Gasoleo: 245 -> 302 (2004) -> 330 €/1000 l en 2010 España ahora 294 • Gasoleo profesional 245 -> 302 (2010) -> 330 €/1000 l en 2012 • Consumo de electricidad: 1€/MWh (industria 0,5 €/MWh)

15. 1. Los Impactos Ambientales. 1.3. La internalización de costes ambientales B) Mecanismos indirectos. De mercado. DIRECTIVA 2003/87/CE: Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero • Gases de efecto invernadero: CO2, CH4, N2O, HFC, PFC y SF6. • El Protocolo de Kyoto estableció 3 mecanismos flexibles para reducir las emisiones de forma económicamente eficiente (JI, CDM, ET). • Ámbito de aplicación: • Actividades energéticas: Instalaciones de combustión > 20 MWt, refinerías • Producción y transformación metales férreos • Industrias minerales • Otras actividades • Permiso: Autorización para emitir si se garantiza no sobrepasar un determinado nivel. • Si se supera, se presentarán derechos equivalentes procedentes de otras instalaciones o adquiridas en el mercado. • Sanción por exceso de emisiones no acompañadas de derechos: 40 €/t (2005) y 100 €/t (2008) • Derecho: Derecho a emitir 1 t de CO2. Puede ser transferido en el ámbito comunitario.

16. 1. Los Impactos Ambientales. 1.3. La internalización de costes ambientales DIRECTIVA 2003/87/CE: Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero • Plan nacional de asignación (periodos de 5 años): • Enfoque macro: reparto esfuerzos entre instalaciones de la Directiva y resto de sectores (domestico-comercial, agrícola, resto de industria y transporte) • Enfoque meso: entre sectores afectados por la Directiva (proporcional a emisiones pasadas y futuras ó según coste marginal de reducción) • Enfoque micro: entre instalaciones dentro de un sector • Calendario: 2005: Posiblilidad de asignación gratuita 95% y subasta 5% 2008: Posiblilidad de asignación gratuita 90% y subasta 10% • Registro nacional de derechos de emisión. • La Comunidad puede celebrar acuerdos con terceros países para lograr el reconocimiento de los derechos de emisión. B) Mecanismos indirectos. De mercado.

17. E Electricity Market Customers (electricity) C Certificate Market Customers (certificate) 1. Los Impactos Ambientales. 1.3. La internalización de costes ambientales Comercio de certificados verdes • En teoría, es el mecanismo más compatible con el mercado de electricidad y el más eficiente. • Dos productos diferentes que se intercambian en dos mercados diferentes: • Electricidad • Certificados • El regulador establece la cantidad de energías renovables que deben adquirir año a año los consumidores (comercializadores).El mercado fija el precio. B) Mecanismos indirectos. De mercado.

18. 1. Los Impactos Ambientales 1.3. La internalización de costes ambientales B) Mecanismos indirectos. Resumen MECANISMOS DE PRECIO vs. MECANISMOS DE CANTIDAD • Mecanismos de precio: el regulador fija el precio y el mercado la cantidad • Impuesto • Tarifa o prima • Mecanismos de cantidad: el regulador fija la cantidad y el mercado el precio • Comercio de emisiones • Certificados verdes AUS, FR, BEL, POR, DIN, ESP, ALEM, HOL R.U., BEL, ITA, HOL, SUE IR: Subastas de capacidad: precio fijo, procedimiento competitivo

19. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.1.Unión Europea Mecanismos regulatorios que se adoptan en sistemas eléctricos liberalizados europeos para apoyar el desarrollo de las energías renovables y a la cogeneración: DIRECTIVA EUROPEA 2001/77 PROMOCIÓN DE ELECTRICIDAD PROMOCIÓN DE ELECTRICIDADDE FUENTES RENOVABLES DE FUENTES RENOVABLES • Art. 4: “La Comisión Europea deberá presentar antesdel 27 de octubre de 2005 un informe sobre laexperiencia adquirida en la aplicación yexistencia simultánea de los diferentessistemas de apoyo, evaluando sus resultados,incluida la relación coste-eficacia, en cuanto aal fomento del consumo de electricidadrenovable de acuerdo con los objetivosnacionales fijados para el 2010 “

20. REFIT CERTIFICADOS VERDES AUSTRIA DINAMARCA BÉLGICA (por regiones) FINLANDIA ITALIA FRANCIA SUECIA ALEMANIA REINO UNIDO GRECIA LUXEMBURGO SUBASTAS PORTUGAL ESPAÑA IRLANDA HOLANDA 2.Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.1.Unión Europea

21. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.2. REFIT (I) SISTEMA DE PRECIO FIJO (TARIFAS O PRIMAS). Aplicación • Es el MECANISMO MÁS EXTENDIDO • Apoyo a las ENERGÍAS RENOVABLES y a la COGENERACIÓN por medio de PRECIOS GARANTIZADOS ligados a una OBLIGACIÓN DE COMPRA: estos sistemas de apoyo han sido declarados compatibles con el Tratado de la Unión y el mercado interior, de acuerdo con una sentencia del Tribunal de Justicia de Luxemburgo • Se FINANCIA en un recargo en la tarifa que se aplica a los consumidores final. • El PRECIO O PRIMA está determinado en general PARA CADA TECNOLOGÍA por la administración competente • Los precios mas elevados se asignan a la energía fotovoltaica y los más reducidos a la eólica. • El mecanismo de precio fijo se ha mostrado MUY EFICAZ EN LA PROMOCIÓN de la energía minihidráulica, la eólica y la cogeneración.

22. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.2.REFIT (II) SISTEMA DE PRECIO FIJO (TARIFAS O PRIMAS). Aplicación • Estos sistemas no permiten el comercio ni la COMPETENCIA entre los productores en régimen especial • Ofrecen un alto grado de SEGURIDAD NORMATIVA a corto plazo a los potenciales inversores (en la medida en que la autoridad no modifique los precios, ya que les GARANTIZA UNA RENTABILIDAD FIJA por su inversión. • El incremento energía generada a partir de energías renovables AUMENTA LOS PRECIOS DE LAS TARIFAS GLOBALES de la electricidad • Pueden aparecer problemas de OPERACIÓN DEL SISTEMA (energía no gestionable,sin garantía de suministro a corto plazo) • Para paliar estos inconvenientes el sistema debe evolucionar: incentivando económicamente la participación voluntaria en el mercado (se incrementa la calidad de la energía).

23. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.3. SUBASTAS LICITACIÓN COMPETITIVA (SUBASTAS DE CAPACIDAD) • Con el sistema de licitación competitiva, el REGULADOR DECIDE LA CANTIDAD de electricidad que se desea producir a partir de energías renovables y después organiza una serie de SUBASTAS PARA EL SUMINISTRO de dicha electricidad • La electricidad SE VENDERÁ A LA DISTRIBUIDORA local de acuerdo con un contrato al precio que resultó de la subasta. • La electricidad generada se vende a precios de mercado, financiándose la diferencia entre los precios de venta y los costes mediante un impuesto que se carga sobre el consumidor final. • Su eficacia para incrementar los niveles de generación de origen renovable ha sido menor que la de los sistemas de precio fijo, ya que en muchas licitaciones adjudicadas, no se instaló la potencia contratada debido a: • Baja rentabilidad que se obtendría como resultado de la subasta • Dificultad en la obtención de otros permisos.

24. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.4.CERTIFICADOS VERDES PORTFOLIO DE ENERGÍAS RENOVABLES (CERTIFICADOS VERDES NEGOCIABLES) • La administración FIJA UN NIVEL MÍNIMO DE ENERGÍA proveniente de recursos renovables. • Como condición para la venta de electricidad, cada comercializador o distribuidor (o incluso el generador como en Italia) debe presentar ante el regulador una CANTIDAD DE CERTIFICADOS VERDES EQUIVALENTES a un porcentaje determinado a sus ventas anuales de electricidad. • Dichos certificados provienen de instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen las energías renovables como energía primaria. En el caso de no contar con producción propia, se deberá adquirir los certificados en un mercado secundario.

25. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.4.CERTIFICADOS VERDES PORTFOLIO DE ENERGÍAS RENOVABLES (CERTIFICADOS VERDES NEGOCIABLES) • La actividad del REGULADOR SE LIMITA A FIJAR EL NIVEL DESEADO de energías renovables, a realizar las acciones de CERTIFICACIÓNY CONTROL del cumplimiento de las obligaciones, así como fijar las sanciones por incumplimiento. • Una ventaja de este planteamiento es que da lugar a una PRESIÓN COMPETITIVA CONSTANTE SOBRE LOS GENERADORES, lo que los hace más eficientes. • Sin embargo el desarrollo de estos mecanismos en Europa es relativamente reciente, y aún está por demostrar en la práctica dicha eficiencia, a parte de su efectividad para la promoción de este tipo de energías.

26. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.2.5. PRECIOS VERDES GREEN PRICING • Otro sistema alternativo o complementario a los anteriores es la venta de electricidad verde a consumidores con capacidad de elección, a precios superiores al de la energía convencional. • Este sistema ha tenido hasta el momento un escaso desarrollo en Europa. • Recientemente campañas de promoción de Energías Verdes (por ejemplo Iberdrola o Endesa) • Este mecanismo también es utilizado en los Estados Unidos

27. 2. Esquemas de Fomento de las Energías Renovables.Energía verde en España Posibilidades: • El RD 841/2002 permite la contratación entre productores en régimen especial y comercializadores para la venta de energía a consumidores o integrarla en el mercado organizado, percibiendo la prima regulada. • El comercializador vende al consumidor dos productos: • Energía del pool • Certificados verdes equivalentes a dicha energía Nota: Actualmente no existe en España un mecanismo oficial de garantía de origen, por lo que se tendría que recurrir a certificados otorgados en el ámbito privado.

28. 3. El Régimen Especial en España Régimen especial • Producción de instalaciones P<=50MW que utilicen: • Incorpora su energía excedentaria a la red ó a participan voluntariamente en el mercado • Retribución: Precio Mercado + Prima NOTA: La prima la pagan todos los consumidores Régimen ordinario • Instalaciones convencionales • Térmicas • Nucleares • Hidráulicas • Obligación de ir al mercado P>50MW • Retribución: Precio Mercado COGENERACIÓN ENERGÍAS RENOVABLES RESIDUOS 28

29. 3. El Régimen Especial en España.3.1.Potencia instalada vs. Régimen Ordinario 1.033 Instalaciones* 2.700 Instalaciones * Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Ordinario

30. 3. El Régimen Especial en España. 3.2. Plan de Fomento de las Energías Renovables(1999) Previsión 2010: - Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico (58 MW en 1998, 1.844 MW en 2010) - Se multiplica por 10 la eólica (837 MW en 1998, 8.977 MW en 2010) - Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red (1 MW en 1998, 316 MW en 2010) - Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW (1.190 MW en 1998, 2.260 MW en 2010) - Triplicar la valorización de R.S.U (103 en 1998, 271 MW en 2010) - Desarrollo de biocarburantes

31. 3. El Régimen Especial en España. 3.2. Plan de Fomento de las Energías Renovables(1999) Inversiones necesarias 1999-2006: 9.508 M€ (1.582.076 MPTA) Subvenciones A la inversión 532 Al tipo de interés 592 Al combustible 354 (biomasa) Incentivos fiscales 987 Total ayudas públicas (PGE) 2.468 (26% de la inversión) Total primas (tarifa eléctrica) 2.609 TOTAL AYUDAS5.077 M€ (845.000 MPTA)

32. 3. El Régimen Especial en España. 3.2. El documento de planificación (Septiembre 2002) • Previsión 2011: • - Crecimiento para la biomasa y biogas, en su uso eléctrico • (58 MW en 1998, 3.176 MW en 2011 (PFER 1.844)) • - Se multiplica por 15 la eólica • (837 MW en 1998, 13.000 MW en 2011 (PFER 8.977) ) • - Crecimiento de la solar (térmica y fotovoltaica) conectada a red • (1 MW en 1998, 344 MW en 2011 (PFER 316)) • - Aumentar en un 50% la hidráulica <50 MW • (1.190 MW en 1998, 2.380 MW en 2011 (PFER 2.260)) • - Triplicar la valorización de R.S.U • (103 en 1998, 262 MW en 2011 (PFER 271)) • Cogeneración • (5.400 MW en 2001, 7.100 MW en 2011)

33. 3. El Régimen Especial en España.3.3. Evolución

34. 3. El Régimen Especial en España.3.3. Evolución Potencia instalada eólica (Fuente CNE, Euwinet).

35. 3. El Régimen Especial en España.3.3. Evolución

36. 3. El Régimen Especial en España.3.3. Evolución

37. 3. El Régimen Especial en España.3.3.Evolución

38. 3. El Régimen Especial en España.3.3. Evolución Objetivo de la Directiva: 29% en 2010

39. 3. El Régimen Especial en España. 3.3. % de las EERR sobre el consumo de EP Objetivo de la Ley 54/97, y del PFER, 12% en 2010

40. 3. El Régimen Especial en España. 3.3. Evolución

41. 3. El Régimen Especial en España. 3.4. Sistemas retributivos (1) Existen tres sistemas alternativos de retribución: • Incorporación de la energía a la red y Precio fijo _ _ _ 2. Incorporación de la energía a la red y Precio de mercado (de la demanda) + Prima Calidad de la energía Calidad ambiental Ingresos promotor Riesgo promotor 3. Participación en el mercado y Precio de mercado (de la oferta) + Prima (incentivo adicional 0,3 c€/kWh + S.C.) + + +

42. 3. El Régimen Especial en España.3.4.Sistemas Retributivos (2) • Ventajas de los sistemas 1 y 2 : • Internalizan los beneficios ambientales en la tarifa: Prima <> 1.000 M€/año (extra de 7% en la tarifa ) • Promueven el ahorro y la eficiencia energéticos (respecto a los combustibles fósiles) • Efectivos para minihidráulica, cogeneración y eólica • Desventajas de los sistemas 1 y 2 : (cuando se alcanza un determinado nivel de desarrollo) • Riesgo para el regulador al establecer las primas • Riesgo para el regulador al establecer la cantidad en la tarifa • Establecimiento de los costes de desvío a los distribuidores • Problemas de operación del sistema (es necesaria más reserva de capacidad)

43. 3. El Régimen Especial en España.3.4. Sistemas Retributivos (3) • Solución a los problemas de los sistemas 1 y 2: • Incrementar la calidad de suministro -> fomentar la participación voluntaria en el mercado (sistema 3) • Precio de mercado + A.S.+ Prima + Incentivo adicional • Portfolio de ofertas realizadas por un intermediario • Participación en el mercado intradiario • Establecimiento de desvíos netos • Primas para contratos bilaterales (“energía verde”) • Determinar una metodología estable y predecible para revisar las primas • Mejorar la regulación de la energía reactiva • Metodología para garantizar el origen (Directiva) • Nuevo modelo para la cogeneración

44. 3. El Régimen Especial en España.3.4. Sistemas Retributivos (3) • Metodología para el cálculo de las primas • Principios generales de la metodología: Tres componentes de costes: A + B + C • A: Recuperación de costes con una rentabilidad adecuada • B: Incentivo adicional para alcanzar los objetivos de la planificación • C: Incentivo adicional si se opta por ir al mercado Ingresos totales: = A+B • Cada cuatro años se revisan las primas. Si hay cambios importantes en los costes, se define una “nueva tecnología” Prima + PM Tarifa

45. 2002 2003 Potencia Prima Prima Variación Tipo Grupo instalación (MW) (cent€/kWh) (cent€/kWh) 03/02 A a.1 y a.2 Cogeneración P<=10 2,2177 2,1276 -4,1% b.1.1 Fotovoltaica P<=5 kW 36,0607 36,0607 0,0% b.1.1 P>5 kW 18,0304 18,0304 0,0% b.1.2 Solar termoeléctrica 12,0202 12,0202 0,0% B Renovables b.2 Eólica 2,8969 2,664 -8,0% b.3 Otras 3,0051 2,9464 -2,0% b.4 Minihidráulica 3,0051 2,9464 -2,0% b.6 Biomasa Primaria 2,7887 3,325 19,2% b.7 Biomasa SEcundaria 2,5783 2,5136 -2,5% C Residuos (RSU, Industriales, Otros) P<=10 2,1516 2,1336 -0,8% Articulo 31 RD2818/1998 0,583 0,577 -1,0% D Trat. y Red. Residuos d.1 Purines 2,7106 2,945 8,6% d.2 2,7106 2,6024 -4,0% d.3 1,7369 1,6648 -4,2% Articulo 28.3 RD2818/1998 3. El Régimen Especial en España. 3.4. Régimen económico Primas

46. 2002 2003 Tipo Potencia Prima Prima Variación Grupo instalación (MW) (cent€/kWh) (cent€/kWh) 03/02 b.1.1 Fotovoltaica P<=5 kW 39,6668 39,6668 0,0% b.1.1 Fotovoltaica P>5 kW 21,6364 21,6364 0,0% B RENOVABLES b.2 Eólica 6,2806 6,2145 -1,1% b.3 Otras 6,3827 6,4909 1,7% b.4 Minihidráulica 6,3827 6,4909 1,7% b.6 Biomasa Primaria 6,1724 6,8575 11,1% b.7 Biomasa Secundaria 5,962 6,0582 1,6% 3. El Régimen Especial en España. 3.4. Régimen económico Precio fijo

47. 3.El Régimen Especial en España3.4.RD 841/2002 Participación actual en mercado MW • 30% de la potencia instalada en cogeneración • 12% de la potencia instalada en régimen especial • 4%-5% de la energía casada en el mercado diario

48. FIN DE LA PRESENTACIÓN