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DOCUMENTO DE TRABAJO SOBRE EL RD661/2007

INTRODUCCIÒN Y COMENTARIOS
Desde el punto de vista retributivo, el siguiente cuadro ilustra los distintos precios para plantas con gas natural y con periodos de trabajo de todo el año.

Si a estos precios le sumamos el término de eficiencia (tanto a tarifa como a mercado), nos damos cuenta de que las plantas que superan en 5-10 puntos el REE mínimo exigido tienen una mejora respecto a otros regímenes anteriores, salvo en el tramo menor de 10 MW.

El tramo de 1 a 10 MW:
ienen que tener un REE 5-10 puntos superiores al mínimo exigido para mantener la retribución de mercado del RD436. Este tramo conviene que se plantee si se cambia al nuevo RD o no. Para ello conviene tener presente que la opción tarifa es una buena alternativa a la opción mercado. La tarifa de 1-10 MW equivale a la opción mercado con precio medio anual 47 €/MWh.
En cuanto a las plantas que trabajan 5300 horas al año (lunes a domingo 16 h/d menos un mes de paro), la opción tarifa y la opción mercado se igualan para un precio medio anual de la electricidad de 42€/MWh.

El tramo de 10 a 25 MW:
El tramo de 10 a 25 MW para REE mínimo exigido está entre el RD2818 y el RD436. Para mejorar sustancialmente respecto a regímenes anteriores el REE debe superar como mínimo en 5 puntos al mínimo exigido. Destaca también el hecho de que la opción de tarifa iguala a la opción de mercado para un precio medio anual de 48 €/MWh.
Al plantearse un cambio de régimen conviene tener presente que el incentivo (20%TMR) del RD436 en este tramo duraba 15 años, igual que las primas del RD661 para plantas ya operativas.
En cuanto a las plantas que trabajan 5300 horas al año (lunes a domingo 16 h/d menos un mes de paro), la opción tarifa y la opción mercado se igualan para un precio medio anual de la electricidad de 42€/MWh.

El tramo de 25 a 50 MW:
Para un REE mínimo ya se iguala la retribución con el actual RD436 en su opción de mercado. Conviene tener presente que la opción tarifa iguala a la opción de mercado para un precio medio anual de 47 €/MWh. Antes de cambiarse de decreto, conviene tener presente que el incentivo de mercado del RD436 para este tramo (25% TMR) es para los primeros 20 años de operación; que terminará en 2012 con el transitorio del Rd436/2004; y que las primas del RD661/2007 duran 15 años para las plantas en operación.

Plantas de más de 50 MW:
Este escalón supone un cambio en su retribución. Hasta ahora, estas plantas podían optar al mismo incentivo que el tramo anterior; no obstante, no sucedía de ese modo. La nueva retribución es una opción distinta y viable, tanto en la opción tarifa como en la opción de mercado.
Por tanto, se concluye que es importante tener presente la duración de los periodos retributivos y el transitorio del RD436 antes de abandonar el RD436 y pasarse al RD661. Además, precios de mercado eléctrico inferiores a los 42 €/MWh en media anual hacen más recomendable la opción de tarifa.
Los últimos años el precio horario final del mercado eléctrico ha sido de 55,381 €/MWh (2005) y 52,133 €/MWh (2006). En 2007 esta media hasta el mes de abril se sitúa en los 37,581 €/MWh. Los precios a futuros indican que la media en 2007 se situará sobre los 49 €/MWh, aunque en el resto de mercados europeos la previsión está alrededor de los 54 €/MWh.

UN NUEVO RÉGIMEN ECÓNOMICO

El RD661/2007 tiene como objetivo sustituir al RD436/2004 y dar un transitorio a las plantas acogidas a éste. También, determinar ciertas primas para las plantas de más de 50 MW y de instalaciones de cocombustión del régimen ordinario.
El régimen económico que establece el RD661/2004 está condicionado a conseguir un objetivo de potencia instalada de 9215 MW. (para la categoría a) productores que utilicen la cogeneración).
El artículo 22 explica que una vez alcanzado el 85% de este objetivo (7833MW), la duración de las primas y tarifas para las nuevas instalaciones será establecida mediante resolución del Secretario General de Energía (a propuesta de la CNE). Una vez superado el objetivo, las nuevas instalaciones no tendrán prima y la opción tarifa se convertirá en el cobro del precio final horario medio del mercado.

NUEVAS OBLIGACIONES PARA LAS PLANTAS A TARIFA

Las cogeneraciones que opten por la opción de tarifa, también pagarán desvíos. (art. 34)
Las cogeneraciones a tarifa deben hacer previsiones diarias de vertido a la red para las horas del siguiente día. Estas previsiones servirán para calcular los desvíos en que incurren. Las cogeneraciones a tarifa deben realizar ofertas de venta de energía a precio cero en el mercado diario y/o intradiarios. (art. 31)
El operador del sistema es quien liquidará estos desvíos.
La venta de energía puede realizarse de forma directa o bien a través de un agente representante.
Las plantas de menos de 1 MW están exentas de la penalización por desvíos (tampoco están obligadas a comunicar sus previsiones horarias de vertido a red hasta el 1 de enero de 2009).
Las plantas de entre 1 y 5 MW pueden no realizar estas comunicaciones sin penalización hasta el 1 de septiembre de 2007.
Las plantas de entre 5 y 10 MW deben realizar las comunicaciones, sujetas a penalización, desde el 1 de junio de 20

TARIFA, MERCADO Y ALTERNANCIA DE OPCIONES

Hay dos opciones de retribución: tarifa y mercado.
Las opciones de venta a tarifa (24.1.a.) y mercado (24.1.b.) se pueden alternar por periodos no inferiores a un año. (art.24.4.)
Si la planta de cogeneración procede del RD2366/1994 o RD2818/1998, al pasar automáticamente a tarifa, no se pone a cero el contador del tiempo que se lleva a tarifa, sino que computa desde que empezó a operar la planta de cogeneración.
En el caso de pedir discriminación horaria, hay que permanecer un año desde la fecha de esta solicitud antes de cambiar de opción.
En el caso de plantas del RD436/2004 que participan en el mercado y pidan acogerse al nuevo decreto, se conserva como fecha de inicio de la opción mercado la fecha en que empezó a participar originalmente.

COGENERACIONES A TARIFA

Tarifa Pventa = Ptarifa + CReactiva+ Ceficiencia

La tarifa exige también participar en el mercado de ofertas (diario e intradiario). Se oferta a precio cero. (art. 30)
El encargado de liquidar es la CNE. Mientras no liquide directamente, lo hará la distribuidora. Los desvíos los liquidará el operador del sistema; bien directamente, bien a través del agente representante (la distribuidora por defecto). (art. 31 y DT6^a)

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