obs quimico 2006 fia y fiteqa modelo energético

8/17/2019 Obs Quimico 2006 FIA y FITEQA Modelo Energético

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OOBBSSEER R VVAATTOOR R IIOO IINNDDUUSSTTR R IIAALL DDEELL SSEECCTTOOR R QQUUÍÍMMIICCOO 22000066

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El modelo energético español y su repercusión en los costes de la energía en la industria química 2

Índice

1. Introducción ....................................................................... 7 2. Marco regulador del sector energético español................... 8

2.1. Breve introducción histórica................................................82.1.1. Evolución del sector energético......................................9

2.1.1.1. Consumo de energía primaria ..................................92.1.1.2. Consumo de energía final ......................................13

a) Por fuentes de energía ...............................................13b) Por sectores..............................................................18

2.1.1.3. Grado de autoabastecimiento energético.................212.1.1.4. Energía eléctrica ..................................................23

a) Potencia instalada por tecnología.................................23b) Producción por tecnología...........................................24c) Consumo por sectores ................................................25d) Acceso de los consumidores de energía eléctrica almercado libre................................................................27

2.1.1.5. Gas natural .........................................................30a) Acceso de los consumidores al mercado liberalizado de gasnatural .........................................................................30

2.1.2. Evolución del marco normativo del sector energético......312.1.2.1. Sector eléctrico....................................................31

a) Ley 49/1984 de explotación unificada...........................31b) Real Decreto 1538/1987, Marco Legal Estable...............34c) Ley 40/1994, LOSEN ..................................................35d) Protocolo Eléctrico 1996 .............................................39

2.1.2.2. Sector gasista......................................................43a) Ley 10/1987 del Gas..................................................43

2.2. Proceso de liberación del sector energético.........................442.2.1. Construcción del mercado interior de la electricidad y delgas natural en la Unión Europea............................................452.2.2. La Liberalización del sector eléctrico español: Ley 54/1997,

del Sector Eléctrico..............................................................50a) Principales principios de liberalización que introduce la Ley54/1997:......................................................................51b) Funcionamiento del mercado organizado de produccióneléctrica: ......................................................................54

2.2.3. Liberalización del sector del gas natural en España: Ley34/1998, del Sector de Hidrocarburos....................................56

a) Principales principios de liberalización que introduce la Ley34/1998:......................................................................57b) Organización del mercado de hidrocarburos líquidos: .....59c) Organización del mercado de gas natural:.....................62

3. Evolución de los precios energéticos ................................ 65 3.1. Electricidad.....................................................................65


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3.1.1. Tarifas eléctricas........................................................653.2. Gas natural.....................................................................69

3.2.1. Precios por consumidor tipo doméstico .........................693.2.2. Precios por consumidor tipo industrial ..........................70

4. Comparación de los precios de la energía en España con lospaíses de la Unión Europea................................................... 71

4.1. Electricidad.....................................................................714.1.1. Precios consumidor doméstico.....................................714.1.2. Precios consumidor industrial ......................................72

4.2. Gas natural.....................................................................744.2.1. Precios consumidor doméstico.....................................744.2.2. Precios consumidor industrial ......................................75

5. La economía de la energía en la industria química............ 77 5.1. El coste energético en el sector químico. Evolución..............775.1.1. Consumo energético en el subsector químico ................775.1.2. Composición del mix energético en la industria química ..845.1.3. Consumo energético en la industria química europea .....895.1.4. Intensidad energética.................................................925.1.4. Coste energético........................................................98

5.2. Afectación del Protocolo de Kioto.....................................1065.3. Cogeneración, ahorro y eficiencia energética en el sectorquímico .............................................................................. 110

5.3.1. Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia de Ahorro yEficiencia Energética.......................................................... 1115.3.2. Cogeneración .......................................................... 117

6. El coste energético como factor de competitividad ......... 127 6.1. Situación del sector químico ...........................................127

7. Resumen y conclusiones ................................................. 135 Anexos................................................................................ 144


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Índice de tablas y gráficos

Gráfico 1: Consumo de energía primaria 2005 ...................................... 10Tabla 1: Evolución del consumo de energía primaria en España (1990-2005)

(ktep) ....................................................................................... 12Gráfico 2: Evolución del consumo de energía primaria (ktep).................. 13Tabla 2: Consumo de energía final 2005 .............................................. 14Gráfico 3: Consumo de energía final 2005 ............................................ 15Tabla 3: Evolución del consumo de energía final en España (1973-2005)

(ktep) ....................................................................................... 16Gráfico 4: Evolución del consumo de energía final ................................. 17Tabla 4: Consumo de productos petrolíferos ......................................... 18Tabla 5: Evolución del consumo de energía final por sectores ................. 20

Gráfico 5: Consumo de energía final por sectores.................................. 21Tabla 7: Potencia instalada a 31-12-2005............................................. 24Tabla 8: Producción de energía eléctrica en 2005. Balance de energía

eléctrica nacional........................................................................ 25Gráfico 6a: Estructura de clientes por ramas de actividad....................... 26Gráfico 6b: Estructura de consumo de electricidad por ramas de actividad27Gráfico 7: Evolución de la energía en el mercado eléctrico (%) ............... 28Gráfico 8: Evolución de los clientes en el mercado eléctrico (%).............. 29Tabla 9a: Estructura del mercado eléctrico peninsular............................ 29Tabla 9b: Estructura del mercado eléctrico peninsular............................ 30Tabla 10: Ventas de gas natural en el mercado liberalizado de España, 2004

................................................................................................ 30Gráfico 9: Estructura de producción, transporte y distribución del sistemaeléctrico peninsular..................................................................... 33

Gráfico 10: Sistemas que coexisten en la ordenación de la LOSEN........... 37Gráfico 11: Organización del suministro eléctrico con la Ley 54/1997....... 51Gráfico 12: Organización del mercado de la electricidad ......................... 53Tabla 10: Secuencia de un día de contratación...................................... 56Gráfico 13: Evolución de las tarifas eléctricas y del IPC .......................... 66Tabla 11: Evolución de la tarifa media en términos corrientes y constantes

(%) .......................................................................................... 67Tabla 12: Evolución de la tarifa media o de referencia............................ 68

Tabla 13: Evolución de la tarifa integral de alta tensión.......................... 68Tabla 14: Evolución de la tarifa integral doméstica ................................ 69Tabla 15: PVP máximo de gas natural para uso doméstico y comercial..... 69Tabla 16: Precio máximo de gas natural para uso industrial.................... 70Tabla 17: Precios de la electricidad consumidores domésticos en países de

la Unión Europea. Impuestos incluidos (cent €/kWh)....................... 72Tabla 18: Precios de la electricidad consumidores industriales en países de

la Unión Europea. Excluyendo IVA, pero incluyendo otros impuestos ytasas (cent €/kWh)..................................................................... 73

Tabla 19: Precios del gas natural consumidores domésticos en países de laUnión Europea. Impuestos incluidos (€/Gigajulios) ......................... 75

Tabla 20: Precios de consumidores tipo industriales en países de la UniónEuropea. Excluyendo IVA (€/Gigajulios) ........................................ 76Tabla 21: Consumo final (ktep) por sectores en el año 2004................... 78


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Gráfico 14: Distribución del consumo de energía final en los sectoresindustriales, 2000-2004 .............................................................. 79

Gráfico 15: Distribución del consumo energético en los sectores industriales,2000-2004 ................................................................................ 80Tabla 22: Tasa de variación anual del consumo de energía, en la industria y

en la industria química (%).......................................................... 81Gráfico 16: Evolución del consumo energético y no energético en la

industria y la industria química (2000-20004, en ktep) ................... 82Gráfico 17: Evolución de la proporción de consumo final no energético en la

industria y el sector químico ........................................................ 83Gráfico 18: Consumo de materias primas (% sobre total de gastos de

explotación) en la industria y el sector químico .............................. 84Gráfico 19: Evolución del consumo final energético en el sector químico

(ktep) ....................................................................................... 85Tabla 23: Clasificación de la energía eléctrica nacional (año 2004) .......... 86Tabla 24: Clasificación de la energía eléctrica 2001-2004 (ktep) ............. 87Tabla 25: Peso de la energía eléctrica de la industria química en el consumo

industrial, 2001-2004 (%)........................................................... 88Gráfico 20: Consumos no energéticos por productos, media 2000-2004... 89Gráfico 21: Evolución del peso del consumo energético en el sector químico

respecto a la industria, 1998-2004 (%)......................................... 90Gráfico 22: Peso del consumo energético en el sector químico respecto a la

industria en Europa, 2004 (%)..................................................... 91Gráfico 23: Evolución de la intensidad final en la industria, la industria

química y el total de la economía, 2000-2004 ................................ 92Gráfico 24: Evolución de la intensidad energética en la industria, la industriaquímica y el total de la economía, 2000-2004 ................................ 93

Gráfico 25: Evolución de la intensidad no energética en la industria, laindustria química y el total de la economía, 2000-2004 ................... 94

Tabla 26: Intensidad energética en la industria química por productos,2000-2004 (ktep/millones €) ....................................................... 94

Tabla 27: Intensidad energética en la industria por productos, 2000-2004(ktep/millones €)........................................................................ 95

Gráfico 26: Evolución de la intensidad energética en la industria química enla Unión Europea, 2000-2004....................................................... 96

Gráfico 27: Intensidad energética en la industria química en los países de laUnión Europea, 2000-2004.......................................................... 97Tabla 28: Consumos energéticos en la industria y el sector químico, según

producto consumido (miles de euros)............................................ 99Tabla 29: Peso del consumo energético del sector químico, según producto

consumido (% sobre el total de la industria) ................................ 100Tabla 30: Peso de cada producto energético consumido en la industria y el

sector químico (% sobre el total de consumos energéticos) ........... 101Gráfico 28: Distribución del consumo energético por producto en la industria

y el subsector químico (%, año 2005) ......................................... 103Tabla 31: Tasa de variación del consumo energético de los principales

productos, 2005-2001 (%) ........................................................ 104


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Gráfico 29: Evolución del índice de consumo energético (consumoenergético en € respecto al VAB de cada rama, valores constantes año

2000) ..................................................................................... 105Tabla 32: Crecimiento del índice de consumo energético ...................... 105Gráfico 30: Compromiso adoptado por la UE en emisiones de GEI para el

periodo 2008-2012 con respecto a 1999...................................... 110Tabla 33: Estrategia de Ahorro y Eficiencia energética en España 2004-

2012. Resumen de objetivos sectoriales ...................................... 113Tabla 34: Plan de Acción 2005-2007. Resumen de objetivos sectoriales . 114Tabla 35: Evolución del consumo de energía final por subsectores en 2000 y

comparación con el previsto en 2012 en el Plan de Acción 2005-2007.............................................................................................. 115

Tabla 36: Ahorros potenciales e inversión en la industria química.......... 116

Tabla 37: Distribución sectorial de la potencia de cogeneración............. 119Gráfico 31: Distribución sectorial de la potencia instalada de cogeneración(2004) .................................................................................... 120

Gráfico 32: Evolución de la potencia instalada de cogeneración (Mw)..... 121Gráfico 33: Evolución de la potencia media por instalación de cogeneración

(Mw)....................................................................................... 122Tabla 38: Precios de la energía eléctrica en Régimen Especial.

Cogeneración, energías renovables y residuos, 1998-2005 (c€/kWh).............................................................................................. 123

Tabla 39: Indicadores del Compromiso de Progreso de la industria químicaespañola ................................................................................. 125

Gráfico 34: Tasa de crecimiento anual del VAB a precios básicos (preciosconstantes 2000) por ramas (%)................................................ 128Tabla 40: Número de empresas en la industria y el sector químico ........ 128Gráfico 35: Número y porcentaje de empresas con menos de veinte

personas ocupadas................................................................... 129Tabla 41: Volumen de negocio en la industria y el subsector químico

(precios constantes año 2000) ................................................... 130Gráfico 36: Evolución del volumen de negocio en la industria y el subsector

químico (miles de millones de euros, en precios constantes año 2000).............................................................................................. 131

Tabla 42: Evolución del volumen de negocios (tasa de crecimiento

interanual %) .......................................................................... 132Gráfico 37: Evolución del consumo energético, el VAB y la intensidadenergética en la industria química (base 2000=100)..................... 132

Gráfico 38: Evolución del consumo energético, el VAB y la intensidadenergética en la industria total (base 2000=100) ......................... 133


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1. Introducción

En la última década el sector energético español ha experimentado

importantes cambios que se enmarcan dentro de la reforma regulatoria que

se ha llevado a cabo, y que ha estado orientada a introducir mecanismos de

competencia y a disminuir la intervención pública en las actividades

energéticas.

Tanto en el sector eléctrico como en el de hidrocarburos se han

producido importantes cambios en su marco regulatorio, que han afectado a

la estructura, organización y funcionamiento de sus actividades.

El proceso de liberalización del sector eléctrico español se inició

tímidamente en 1994 con la aprobación de la Ley de Ordenación del

Sistema Eléctrico Nacional (LOSEN), si bien no fue hasta 1997 cuando se

pone en marcha el verdadero proceso de liberalización del sector con la

promulgación de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico. Entre los elementosque introdujo la Ley del Sector Eléctrico destacan la libertad de

establecimiento en la actividad de generación, la competencia en el

mercado de producción de energía eléctrica, el acceso de terceros a la redes

de transporte y distribución, la capacidad que tienen los consumidores de

elegir suministrador, y la aparición de la comercialización como actividad

dentro de la organización del sistema eléctrico. Aunque todos estos

elementos son relevantes, dos de ellos se han convertido en piezas clave

del nuevo esquema regulador: la creación del mercado de producción de

energía eléctrica que entró en funcionamiento en 1998, y el derecho que

tienen todos los consumidores a elegir suministrador desde el 1 de enero de

2003.

En el sector de los hidrocarburos, la Ley 34/1998, del Sector de

Hidrocarburos, supuso la renovación de la normativa vigente en materia de

hidrocarburos líquidos y gaseosos. Entre otras medidas se extinguían

definitivamente las concesiones de monopolio de petróleo para el suministro


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de gasolinas y gasóleos de automoción, y en relación al gas se establecía un

calendario de liberalización para que los consumidores pudieran adquirir el

gas pactando directamente con los comercializadores. Al igual que en el

caso de la electricidad, todos los consumidores de gas natural tienen

derecho a elegir suministrador desde el 1 de enero de 2003.

2. Marco regulador del sector energético español

2.1. Breve introducción histórica

En consonancia con las tendencias internacionales generalizadas a lo

largo de estas últimas décadas, el sector energético español ha

experimentado desde principios de la década de los noventa importantes

cambios en su marco regulatorio. Estos cambios han estado ligados al

proceso de liberalización económica, y a los avances tecnológicos que han

hecho factible la introducción de elementos competitivos en un sector que

antes se había caracterizado por la explotación en forma de monopolio u

oligopolio.

Tradicionalmente el sector energético español se caracterizaba por la

limitada competencia en sus actividades, y la intervención estatal directa

que se instrumentaba mediante la regulación y la participación de empresas

públicas en la estructura empresarial del sector.

El cambio en la orientación de las actividades energéticas ha tenido

un alcance mundial, y la gran mayoría de los países, entre los que se

incluye España, han implementado medidas que tratan de incrementar la

competencia y reducir la intervención estatal. Paralelamente a las medidas

de apertura de los mercados energéticos y de desregulación, se ha

producido la privatización de las empresas energéticas, en sintonía con este

pensamiento ideológico orientado a disminuir la intervención estatal en la

economía.


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Los cambios en la organización y funcionamiento del sector

energético español, tampoco se pueden entender sin el impulso que recibió

de la creación del mercado interior de la energía en la Unión Europea. El

establecimiento del mercado interior de la energía, mediante la aprobación

de las directivas sobre normas comunes para el mercado interior de la

electricidad y del gas natural, se ha traducido en un alineamiento en la

regulación de los sectores energéticos de todos los Estados miembros. Las

medidas contenidas en las directivas, que España como Estado miembro ha

tenido que transponer, han introducido competencia y principios de

liberalización en todas las áreas de actividad de los sectores eléctrico y delgas natural.

En definitiva, el sector energético español en apenas quince años ha

experimentado importantes cambios en su marco regulatorio, que se han

traducido en libertad en el desarrollo de las actividades energéticas,

principios de competencia y concurrencia en los mercados energéticos,

empresas privatizadas, y la apertura de los mercados internos.

2.1.1. Evolución del sector energético

El estudio del sector requiere también conocer la evolución de

algunos indicadores tales como el consumo de energía primaria y la

estructura de las fuentes primarias, la evolución del consumo final y su

composición por fuentes de energía, y el grado de autoabastecimiento.

2.1.1.1. Consumo de energía primaria

El consumo de energía primaria1 en sólo quince años ha registrado un

incremento de más de un 60%. En el año 1990 el consumo de energía

primaria en España ascendía a más de 88.000 Ktep (toneladas equivalentes

de petróleo), en 2005 el consumo supera los 142.000 Ktep.

1 Se define como energía primaria la capacidad de producir trabajo que tiene un sistemamaterial, y que se obtiene directamente de la naturaleza antes de cualquier transformaciónpor medios técnicos. En la mayor parte de los casos no es directamente útil para el consumo.


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En cuanto a la estructura actual del consumo de energía primaria por

fuentes de energía, el petróleo tiene un peso destacado ya que supone el

50% de la energía primaria consumida en España en el año 2005. El gas

natural es la segunda fuente primaria más importante y representa el 20%.

El carbón supone el 14,5% de la energía primaria consumida, y la energía

nuclear el 10,3%. La energía hidráulica tan sólo representa el 1,2% del

balance de energía primaria, y las otras energías renovables el 4,9%.

Gráfico 1: Consumo de energía primaria 2005

Petróleo49,2%

Gas Natural20,0%

Nuclear10,3%

Hidraúlica1,2%

Otras energíasrenovables

4,9%

Carbón14,5%

Fuente: Boletín Trimestral de Coyuntura Energética, 2º Trimestre de 2006, Dirección General

de Política Energética y Minas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

Entrando en el detalle de la evolución de la estructura del consumo

de energía primaria en el periodo 1990-2005, lo más destacado es el peso

que representa el gas natural sobre el total, y que ha pasado de suponer el

5,7% en la estructura del consumo de energía primaria en 1990, al 20,5%

que representa en 2005. En términos de energía, el consumo de gas natural

en 1990 ascendía a 5.000 Ktep, mientras que en 2005 supera los 29.000

Ktep. En estos años el gas se ha convertido, detrás del petróleo, en laenergía primaria más importante en la estructura del consumo energético.


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Se puede decir que en tan sólo 15 años se ha producido la gasificación del

país.

La dependencia del petróleo sigue siendo un rasgo principal del

consumo de energía primaria en España. Actualmente, el petróleo

representa el 50% de la energía primaria consumida, si bien ha

experimentado un ligero descenso frente al año 1990 cuando suponía el

54,2% del total.

A la vista de los datos de consumo de petróleo y gas natural, se

aprecia la elevada dependencia que tiene España de combustibles fósiles.

Atendiendo a los datos de 2005, conjuntamente el petróleo y el gas

suponen el 71% del consumo de energía primaria.

El peso del carbón en estos años ha disminuido ligeramente, en 1990

representaba el 21,6% de la energía primaria consumida, quince años

después su peso se mantiene entorno al 16%. También la energía nuclear

ha registrado un descenso dentro de la estructura del balance de energía

primaria, en 1990 representaba el 16,1% de la energía primaria consumida,

mientras que en 2005 su peso se sitúa en el 10,6%. En cuanto a la energía

hidráulica, su peso se ha mantenido más o menos constante a lo largo del

período y representa el 2,5% del balance de energía primaria.


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Tabla 1: Evolución del consumo de energía primaria en España

(1990-2005) (ktep)

Carbón Petróleo Gas Natural Hidraúlica1 Nuclear Saldo2 Total

Año Ktep % Ktep % Ktep % Ktep % Ktep % Ktep % Ktep %

1990 18.974 21,6 47.741 54,2 5.000 5,7 2.205 2,5 14.138 16,1 -36 0,0 88.022 100

1991 18.992 21,0 49.367 54,5 5.511 6,1 2.349 2,6 14.484 16,0 -58 -0,1 90.645 100 1992 19.277 21,2 50.464 55,6 5.851 6,4 1.724 1,9 14.537 16,0 55 0,1 91.908 100 1993 18.418 20,3 49.709 54,7 5.829 6,4 2.155 2,4 14.609 16,1 109 0,1 90.828 100 1994 18.018 19,3 51.894 55,6 6.479 6,9 2.425 2,6 14.415 15,4 160 0,2 93.390 100 1995 18.721 19,2 54.610 55,9 7.504 7,7 2.000 2,0 14.449 14,8 386 0,4 97.670 100 1996 15.810 16,1 55.433 56,6 8.401 8,6 3.521 3,6 14.680 15,0 91 0,1 97.936 100 1997 18.010 17,4 57.396 55,3 11.057 10,7 3.117 3,0 14.411 13,9 -264 -0,3 103.726 100 1998 18.300 16,5 61.670 55,7 11.816 10,7 3.220 2,9 15.376 13,9 293 0,3 110.676 100 1999 20.976 18,1 63.041 54,4 13.535 11,7 2.484 2,1 15.337 13,2 492 0,4 115.865 100 2000 22.137 18,2 64.663 53,2 15.223 12,5 2.943 2,4 16.211 13,3 382 0,3 121.558 100 2001 20.204 16,2 66.721 53,7 16.405 13,2 4.129 3,3 16.602 13,4 298 0,2 124.359 100 2002 22.640 17,6 67.647 52,5 18.757 14,6 2.821 2,2 16.422 12,8 458 0,4 128.744 100 2003 21.143 16,0 69.313 52,3 21.254 16,0 4.579 3,5 16.125 12,2 109 0,1 132.523 100 2004 22.205 16,0 71.054 51,4 24.671 17,8 4.120 3,0 16.576 12,0 -260 -0,2 138.366 100 2005 22.722 16,0 71.786 50,5 29.120 20,5 3.513 2,5 14.995 10,6 -116 -0,1 142.021 100 (1) Incluye energía eólica y solar fotovoltaica. (2) Saldo de intercambios internacionales de

energía eléctrica (importación – exportación). Fuente: Boletín Trimestral de Coyuntura

Energética, 2º Trimestre de 2006, Dirección General de Política Energética y Minas,

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Tal y como se observa en el gráfico 2, a lo largo de este periodo

1990-2005, dentro de la estructura del consumo de energía primaria el

petróleo ha tenido un peso medio del 53,9%, le sigue en importancia el

carbón con un peso medio del 17,9%. El peso medio de la energía nuclear

se ha situado en el 13,8%, por encima del gas natural que alcanza un

porcentaje del 11,7%. La energía hidráulica ha mantenido un peso medio

del 2,7% en el balance de energía primaria.


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Gráfico 2: Evolución del consumo de energía primaria (ktep)

Carbón 17,9%

Petróleo 53,9%

Gas natural11,7%

Hidráulica 2,7%

Nuclear 13,8%

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

1 9 9 0

1 9 9 1

1 9 9 2

1 9 9 3

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

(entre paréntesis el peso medio durante el periodo 1990-2005). Fuente: Boletín Trimestral

de Coyuntura Energética, 2º Trimestre de 2006, Dirección General de Política Energética yMinas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

2.1.1.2. Consumo de energía final

a) Por fuentes de energía

El consumo de energía final2 en los últimos quince años ha registrado

un incremento de más de un 70%. En el año 1990 el consumo de energía

final en España ascendía a más de 60.000 Ktep, en 2005 el consumo supera

los 103.000 Ktep.

En cuanto a la estructura actual del consumo de energía final por

fuentes de energía, los productos petrolíferos (gasolinas, gasóleos,

kerosenos) tienen un peso destacado ya que suponen el 57,7% de la

energía final consumida en España en el año 2005. La electricidad es la

segunda energía final más importante y representa el 19,5%. El gas natural

2 La energía final es la energía primaria transformada y apta para el consumo.


14/169


también tiene un peso destacado, representando el 17% del balance de

energía final. El peso del carbón en la energía final es muy limitado y

apenas supone el 2,3%. Las energías renovables representan actualmente

el 3,6% del balance de energía final.

Tabla 2: Consumo de energía final 2005

2004 2005 2004/05

Ktep Estruc. Ktep Estruc. %

Carbón 2.405 2,3 2.424 2,3 0,8

P.Petrolíferos 61.689 59 61.748 57,7 0,1

Gas 16.720 16 18.133 17 8,5

Electricidad 19.914 19,1 20.820 19,5 4,5Energías Renovables 3.746 3,6 3.815 3,6 1,8

Biomasa 3.428 3,3 3.444 3,2 0,5

Biogas 28 0 36 0 26,1

Biocarburantes 228 0,2 265 0,2 16,2

Solar térmica 54 0,1 62 0,1 15,1

Geotérmica 8 0 8 0 0

Total 104.474 100 196.940 100 2,4




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Gráfico 3: Consumo de energía final 2005

P.Petrolíferos57,6%

Gas17,0%

Electricidad19,5%

EnergíasRenovables

3,6%Carbón2,3%


de Política Energética y Minas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Entrando en el detalle de la evolución de la estructura del consumo

de energía final en el periodo 1990-2005, al igual que se observaba en la

evolución del consumo de energía primaria, lo más destacado es el peso

que representa el gas natural sobre el total, y que ha pasado de suponer el

7,5% en 1990, al 17% que representa en 2005. En términos de energía, el

consumo de gas natural en 1990 ascendía a 4.500 Ktep, mientras que en

2005 supera los 18.000 Ktep. En estos años el gas se ha convertido, detrás

de los productos derivados del petróleo y de la electricidad, en la energía

final más importante en la estructura del consumo energético.


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Tabla 3: Evolución del consumo de energía final en España (1973-

2005) (ktep)

CarbónProductos

petrolíferos Gas Electricidad Total

Año Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%) Ktep (%)

1990 4.271 7,0 40.893 67,4 4.531 7,5 10.974 18,1 60.669 100

1991 4.135 6,6 42.240 67,3 4.999 8,0 11.372 18,1 62.746 100

1992 3.511 5,6 42.481 67,8 5.154 8,2 11.488 18,3 62.634 100

1993 3.131 5,0 42.998 68,4 5.130 8,2 11.569 18,4 62.828 100

1994 2.977 4,5 44.826 68,5 5.647 8,6 11.999 18,3 65.449 100

1995 2.702 3,9 46.952 68,4 6.550 9,5 12.462 18,1 68.666 100

1996 2.464 3,5 48.107 68,0 7.325 10,4 12.827 18,1 70.723 100

1997 2.334 3,2 50.108 67,8 8.162 11,0 13.331 18,0 73.935 100

1998 2.554 3,2 53.682 66,9 9.688 12,1 14.290 17,8 80.214 1001999 2.573 3,1 53.766 65,1 10.934 13,2 15.364 18,6 82.638 100

2000 2.546 2,9 55.628 64,1 12.292 14,2 16.306 18,8 86.772 100

2001 2.544 2,8 57.255 63,4 13.208 14,6 17.292 19,1 90.298 100

2002 2.486 2,7 57.642 62,6 14.224 15,4 17.791 19,3 92.143 100

2003 2.436 2,5 60.082 61,8 15.601 16,1 19.038 19,6 97.157 100

2004 2.405 2,4 61.689 61,2 16.720 16,6 19.914 19,8 100.728 100

2005 2.424 2,3 61.780 59,9 18.119 17,6 20.831 20,2 103.153 100



La dependencia de los derivados del petróleo es una característica del

consumo de energía final en España. Actualmente, los productos

petrolíferos representan casi el 60% de la energía final consumida, si bien

este porcentaje supone un ligero descenso frente al año 1990 cuando

representaban el 67,4% del total.

A la vista de los datos de consumo de los derivados del petróleo y gas

natural, se puede observar la elevada dependencia que tiene España de

combustibles fósiles en el consumo de energía final. Atendiendo a los datos

de 2005, conjuntamente el consumo de los derivados del petróleo y el gas

suponen más 75% del consumo de energía final.

La importancia de la electricidad en el consumo de energía final ha

aumentado a lo largo de estos años. En 1990 suponía el 18% del balance

de energía final, en 2005 alcanza el 20%. La electricidad es junto con los

derivados del petróleo la energía final más consumida.


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Por último, el peso del carbón en estos años ha disminuido de forma

significativa, en 1990 representaba el 7% de la energía final consumida,

quince años después su peso se mantiene entorno al 2,3%.

Gráfico 4: Evolución del consumo de energía final

Carbón

P.Petrolíferos

GasElectricidad

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

1 9 9 0

1 9 9 1

1 9 9 2

1 9 9 3

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

Fuente: Boletín Trimestral de Coyuntura Energética, 2º Trimestre de 2006, Dirección

General de Política Energética y Minas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

En cuanto a la estructura de consumo de los productos derivados del

petróleo, atendiendo a los datos del año 2005, destacan los gasóleos que

representan más del 45% del consumo de los productos petrolíferos. El usoen las actividades agrícolas y en los transportes hacen que sea el derivado

del petróleo más consumido. Le sigue en orden de importancia el consumo

de los fuelóleos (18%) y de “otros productos” (16%). Las gasolinas y

querosenos representan el 9,7% y 6,9%, respectivamente. Los GLPs son los

productos petrolíferos que menor peso tienen dentro del consumo total de

derivados del petróleo, en 2005 representaron tan sólo el 3% del total.


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Tabla 4: Consumo de productos petrolíferos

Consumo de productos petrolíferos 2005kt % Sobre total

Gases licuados del petróleo (GLPs) 2.293 3,1Gasolinas 7.269 9,7Querosenos 5.182 6,9Gasóleos 34.296 45,9Fuelóleos 13.536 18,1Otros productos (*) 12.174 16,3Total 74.751 100,0(*) Incluye bases y aceites lubricantes, productos asfálticos, coque y otros.Fuente: Boletín Trimestral de Coyuntura Energética, 2º Trimestre de 2006, Dirección

General de Política Energética y Minas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

b) Por sectores

Atendiendo a los datos de 2005, la industria es responsable del

35,39% del consumo total de energía final. El transporte es otro gran

consumidor de energía final, y es responsable del 37,52% del total. El

segmento usos diversos, consume el restante 27,09%.

En términos de energía, la industria consume más de 36.000 Ktep

(dato de 2005) de energía final. De esta cantidad el 37,7% se consume en

forma de gas natural, el 31% son productos petrolíferos, el 24,8%

electricidad y el carbón tan sólo representa el 6,5% de la energía

consumida por la industria. Según estos datos, la industria es un gran

consumidor de gas natural y de productos petrolíferos, ambos suman el

68% del consumo energético de la industria.

El transporte consume más de 38.000 Ktep (dato de 2005) de

energía final, el 98,8% de esta energía consumida son productos

petrolíferos, el 1,2% restante corresponde a electricidad. El sector

transporte es un gran consumidor de productos petrolíferos, de hecho este

sector es responsable del 62% del consumo total de productos petrolíferos.

En cuanto al consumo de usos diversos, donde se incluye el consumo

doméstico, este segmento consume un volumen de energía cercano a los


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28.000 Ktep (dato de 2005). Los productos petrolíferos representan el

43,7% de esa cantidad de energía consumida, seguida de la electricidad

que representa el 40,5%. El peso del gas en el consumo energético de usos

diversos supone el 15,6%. El carbón apenas tiene representatividad y se

limita a un 0,2%.


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Tabla 5: Evolución del consumo de energía final por sectores

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

INDUSTRIA 24.423 24.921 23.594 23.838 24.923 26.423 26.581 28.037 30.420 30.635 32.826 33.356 33.599 35.639 36.002 36.495

Carbón 3.893 3.796 3.248 2.980 2.847 2.581 2.306 2.180 2.414 2.467 2.466 2.479 2.432 2.377 2.360 2.395

P.Petrolí feros 11.306 11.578 10.867 11.627 12.123 12.794 12.720 13.166 13.804 12.695 13.350 12.940 12.867 12.840 12.169 11.302

Gas 3.677 3.987 4.000 3.800 4.333 5.123 5.650 6.457 7.604 8.428 9.602 10.168 10.319 11.905 12.696 13.766

Electricidad 5.547 5.560 5.491 5.431 5.620 5.926 5.906 6.235 6.599 7.045 7.408 7.769 7.981 8.517 8.777 9.033TRANSPORTE 22.716 23.203 23.904 23.746 25.233 26.591 27.461 29.096 30.306 31.515 32.276 33.785 34.376 36.195 37.844 38.695

Carbón 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

P.Petrolí feros 22.478 22.953 23.643 23.493 24.967 26.316 27.166 28.791 29.981 31.176 31.913 33.392 33.964 35.754 37.393 38.234

Gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Electricidad 238 250 261 253 266 275 295 305 324 339 362 392 412 441 451 461

USOS DIVERSOS 13.531 14.622 15.135 15.244 15.293 15.651 16.680 16.803 19.488 20.488 21.671 23.157 24.169 25.324 26.882 27.935

Carbón 378 339 263 151 130 121 158 154 140 106 80 65 55 59 46 29

P.Petrolíferos 7.109 7.709 7.981 7.878 7.735 7.842 8.221 8.151 9.897 9.895 10.365 10.923 10.811 11.488 12.126 12.213

Gas 854 1.012 1.154 1.330 1.315 1.427 1.675 1.706 2.084 2.506 2.690 3.039 3.905 3.696 4.024 4.367

Electricidad 5.190 5.562 5.737 5.885 6.114 6.261 6.627 6.792 7.367 7.980 8.536 9.131 9.398 10.080 10.687 11.326

TOTAL 60.669 62.746 62.634 62.828 65.449 68.666 70.723 73.935 80.214 82.638 86.772 90.298 92.143 97.157 100.728 103.125

Carbón 4.271 4.135 3.511 3.131 2.977 2.702 2.464 2.334 2.554 2.573 2.546 2.544 2.486 2.436 2.405 2.424

P.Petrolí feros 40.893 42.240 42.481 42.998 44.826 46.952 48.107 50.108 53.682 53.766 55.628 57.255 57.642 60.082 61.689 61.748

Gas 4.531 4.999 5.154 5.130 5.647 6.550 7.325 8.162 9.688 10.934 12.292 13.208 14.224 15.601 16.720 18.133

Electricidad 10.974 11.372 11.488 11.569 11.999 12.462 12.827 13.331 14.290 15.364 16.306 17.292 17.791 19.038 19.914 20.820

ESTRUCTURA (%)INDUSTRIA 40,26 39,72 37,67 37,94 38,08 38,48 37,59 37,92 37,92 37,07 37,83 36,94 36,46 36,68 35,74 35,39

TRANSPORTE 37,44 36,98 38,17 37,97 38,55 38,73 38,83 39,35 37,78 38,14 37,20 37,41 37,31 37,25 37,57 37,52

USOS DIVERSOS 22,30 23,30 24,16 24,09 23,37 22,79 23,58 22,73 24,30 24,79 24,97 25,65 26,23 26,07 26,69 27,09


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Gráfico 5: Consumo de energía final por sectores

INDUSTRIA

TRANSPORTE

USOS DIVERSOS

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

2.1.1.3. Grado de autoabastecimiento energético

Una de las características de la economía española es su elevado

grado de dependencia de los recursos energéticos externos. El grado de

autoabastecimiento energético en España apenas supera el 20%. Según el

último dato disponible de junio de 2006, el grado de autoabastecimiento

energético es del 19,9%. Si se compara este último dato con el del año

2001, que indicaba un grado de autoabastecimiento del 24,2%, revela queel grado de dependencia de recursos energéticos de la economía española

va en aumento, dado que el grado de autoabastecimiento es cada vez

menor.

Analizando el grado de autoabastecimiento por fuentes de energía,

atendiendo al dato de junio de 2006, se importa la totalidad del petróleo y

gas natural que se consume en el país. De hecho el grado de

autoabastecimiento del petróleo es del 0,2% y el del gas natural del 0,5%.En cuanto al carbón, el grado de autoabastecimiento es del 37,6%, lo cual


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indica un menor grado de dependencia externa en comparación con los

otros recursos fósiles.

La energía hidráulica y nuclear proporcionan un grado de

autoabastecimiento del 100%. Estas fuentes de energía son las principales

responsables de que el grado de autoabastecimiento de energía primaria en

España alcance el 19,9%.

En síntesis, la energía hidráulica, la nuclear, las energías renovables,

y en menor medida el carbón, son las únicas fuentes de energía autóctonas

de las que dispone España. Dado el elevado consumo de petróleo y gas

natural que tiene el país, característica que se desprende de la estructura

del consumo de energía primaria y energía final, se puede decir que la

dependencia de recursos exteriores es y será cada vez mayor, si continúa la

pauta de consumo actual por fuentes de energía.

Tabla 6: Grado de autoabastecimiento de energía primaria (%)Carbón Petróleo Gas Natural Hidraúlica Nuclear Resto Total

2001 40,3 0,5 2,9 100,0 100,0 100,0 24,2 2002 35,1 0,5 2,5 100,0 100,0 100,0 22,1

2003 35,4 0,5 0,9 100,0 100,0 100,0 22,1

2004 33,1 0,4 1,3 100,0 100,0 100,0 21,3

2005 31,3 0,2 0,5 100,0 100,0 100,0 19,0

2005 Ene 28,2 0,2 0,6 100,0 100,0 100,0 19,6

Feb 33,0 0,2 0,4 100,0 100,0 100,0 19,4

Mar 32,6 0,2 0,6 100,0 100,0 100,0 18,2

Abr 35,9 0,2 0,6 100,0 100,0 100,0 18,9

May 35,7 0,3 0,6 100,0 100,0 100,0 18,8

Jun 36,5 0,2 0,5 100,0 100,0 100,0 18,1

Jul 29,6 0,3 0,4 100,0 100,0 100,0 17,1 Ago 25,8 0,2 0,5 100,0 100,0 100,0 18,5

Sept 35,9 0,2 0,4 100,0 100,0 100,0 20,9

Oct 25,8 0,3 0,5 100,0 100,0 100,0 19,1

Nov 30,8 0,3 0,4 100,0 100,0 100,0 19,9

Dic 26,8 0,2 0,3 100,0 100,0 100,0 19,4

2006 Ene 28,3 0,2 0,3 100,0 100,0 100,0 19,0

Feb 31,4 0,2 0,3 100,0 100,0 100,0 19,1

Mar 42,7 0,2 0,3 100,0 100,0 100,0 21,3

Abr 43,8 0,2 0,6 100,0 100,0 100,0 19,2

May 36,9 0,3 0,6 100,0 100,0 100,0 19,6

Jun 37,6 0,2 0,5 100,0 100,0 100,0 19,9

Fuente: Boletín Trimestral de Coyuntura Energética, 2º Trimestre de 2006, Dirección Generalde Política Energética y Minas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio


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2.1.1.4. Energía eléctrica

a) Potencia instalada por tecnología

A 31 de diciembre de 2005 la potencia instalada en centrales de

energía eléctrica superaba los 77.000 MW, el 75,5% estaba instalado en

régimen ordinario y el 24,5% en centrales de régimen especial3. En el

régimen ordinario hay instalados más de 58.000 MW, y en régimen especial

la potencia instalada se eleva a más de 19.000 MW.

Diferenciando por tecnologías, el 75,5% que representa el régimenordinario se reparte de la siguiente forma: en centrales hidráulicas está

instalada el 21,4% de la potencia total, en nucleares el 10,1%, en centrales

térmicas de carbón el 15,4%, en centrales de fuel oil el 8,8% y en centrales

de gas natural el 19,8%.

Dentro del régimen especial, que representa el 24,5% de la potencia

instalada, destaca la tecnología eólica, hay más de 9.900 MW instalados en

parques eólicos, lo cual representa el 12,8% de la potencia total del sistemanacional. Es decir, más del 50% de la capacidad instalada en régimen

especial se localiza en parques eólicos. El resto de las tecnologías son muy

poco representativas, le sigue en importancia las centrales de régimen

especial que utilizan gas natural donde hay instalados 4.210 MW, lo cual

representa el 5,4% de la capacidad total nacional. En minihidráulica hay

instalados 1.703 MW, el 2,2% del total nacional; y en residuos sólidos

urbanos y biomasa 1.558 MW, representando el 2% del total nacional.

3 Integran el régimen especial las instalaciones de cogeneración; las energías renovables nohidráulicas, residuos agrícolas, industriales, urbanos o todo tipo de biocarburantes; e

instalaciones hidráulicas que no superen los 10 MW de potencia instalada. Se les concede untrato diferenciado en el mercado de producción eléctrica por su contribución al medioambiente, recibiendo una prima adicional al precio del mercado.


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Tabla 7: Potencia instalada a 31-12-2005

Potencia Mw Estructura %

Régimen ordinario 58.667 75,5Hidraúlica 16.658 21,4

1) Convencional 14.1122) Bombeo Puro 2.546

Nuclear 7.876 10,1Carbón 11.934 15,4

1) Hulla y antracita nacional 5.9742) Lignito Negro 1.5023) Lignito Pardo 2.031

4) Carbón Importado 2.454Fuel - oil, Gas - oil 6.843 8,8Gas Natural 15.356 19,8

Ciclo combinado 12.258Régimen especial 19.079 24,5Hidraúlica 1.703 2,2Carbón 130 0,2Gas Natural 4.210 5,4Fuel - oil, Gas - oil 1.479 1,9Eólica 9.930 12,8R.S.U. y Biomasa 1.558 2,0Solar fotovoltáica 70 0,1

Total Nacional 77.746 100

b) Producción por tecnología

La producción de energía eléctrica en 2005 superó los 268.000 GWh.

El 81% procedía del régimen ordinario y el 19% restante del régimen

especial. Por tecnologías, destaca el carbón, las centrales térmicas de

carbón fueron responsables del 30% de la producción eléctrica. Le sigue enimportancia la producción de origen nuclear, el 21% de la electricidad se

produjo en centrales nucleares; y el 18,9% en centrales de gas de ciclo

combinado. Las centrales de fuel/gas de régimen ordinario fueron

responsable del 7,1% de la electricidad producida; el mismo porcentaje que

representó la producción eléctrica de origen hidráulico.

En cuanto a las energías renovables, la más importante

cuantitativamente fue la eólica, el 7,7% de la electricidad producida en


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2005 se generó en parques eólicos. También es destacable el peso de las

energías no renovables que forman parte del régimen especial, en estas

centrales se generaron más de 22.000 GWh, lo cual supuso el 8,4% de la

electricidad producida en el sistema eléctrico en 2005. La minihidráulica

apenas representó el 1,4% de la electricidad producida; porcentaje similar

al que representa la electricidad generada por el grupo de “otras

renovables”, donde se engloba entre otras a la solar fotovoltaica.

Tabla 8: Producción de energía eléctrica en 2005. Balance de

energía eléctrica nacionalGwh %

Hidraúlica 19.170 7,1Nuclear 57.539 21,4Carbón 80.911 30,1Fuel/Gas 19.072 7,1Ciclo Combinado 50.916 18,9TOTAL R. Ordinario 227.608 84,7(-) Consumos en generación -9.939 -3,7TOTAL R. Especial 51.087 19Hidraúlica 3.650 1,4

Eólica 20.706 7,7Otras Renovables 4.153 1,5No Renovables 22.578 8,4Generación Neta 268.756 100(-) Consumos en bombeo -6.709(+) Intercambios Internacionales -1.343Demanda 260.704Fuente: REE

c) Consumo por sectores

La industria es el mayor consumidor de energía eléctrica, según datos

de 2005, la industria fue responsable del 55% del consumo total de

electricidad. La rama de los “servicios destinados a la venta” es otro gran

consumidor de energía eléctrica, cuyo consumo representa el 29% del total.

Los “servicios no destinados a la venta” son responsables del 12% del

consumo de electricidad. Por último, el consumo del sector de la

construcción tan sólo representa el 3% del total.


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Si se analiza la estructura de los clientes de energía eléctrica por

ramas de actividad, los datos del año 2004 muestran que el mayor número

de clientes de energía eléctrica se concentran en la rama de “servicios

destinados a la venta”, donde se localizan el 67% del total de clientes. En

los “servicios no destinados a la venta” se concentra el 14% de los clientes

del sector eléctrico. En los sectores de la agricultura y la industrian se

localizan, respectivamente, el 7% de los clientes de energía eléctrica, y en

la construcción se concentran el 5% de los consumidores de electricidad.

Atendiendo a estos datos, se comprueba que la industria es un granconsumidor de energía eléctrica, dado que concentra tan sólo el 7% del

total de los consumidores de energía eléctrica, pero el consumo de este

conjunto de consumidores representa el 55% del consumo total de

electricidad del sistema español.

Gráfico 6a: Estructura de clientes por ramas de actividad

Servicios nodestinados a la

venta28%

Agricultura

6%Industria

6%

Construcción4%

Serviciosdestinados a la

venta56%

Fuente: Informe Básico de los sectores de la energía, 2006, Comisión Nacional de la Energía.


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Gráfico 6b: Estructura de consumo de electricidad por ramas de

actividad

Servicios nodestinados a la

venta12%

Agricultura3%

Industria55%

Construcción1%

Serviciosdestinados a la

venta29%

Fuente: Informe Básico de los sectores de la energía, 2006, Comisión Nacional de la Energía.

d) Acceso de los consumidores de energía eléctrica al mercado

libre

El 1 de enero de 2003 se liberalizó totalmente el mercado eléctrico. A

partir de esa fecha todos los consumidores de electricidad tienen el derecho

a adquirir la electricidad en el mercado, negociando libremente las

condiciones comerciales de su suministro. Esta medida afectó a unos 22

millones de consumidores. A finales del año 2003 más de 61.000

consumidores ya ejercían este derecho, y a finales del año 2004 este

número se situaba en 678.553 consumidores. En 2005 cerca de 2 millones

de consumidores eran suministrados en el libre mercado.


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El acceso al mercado liberalizado se ha producido de forma paulatina,

especialmente en el caso de los consumidores domésticos. En el año 2003

el mercado liberalizado constituía el 31% de la energía consumida en el

sistema peninsular, mientras que el 69% era mercado regulado, es decir,

consumidores que recibían el suministro de sus distribuidores a tarifa

regulada. En términos de clientes en este primer año de liberalización, tan

sólo 61.000 de los casi 23 millones de consumidores de energía eléctrica se

encontraban en el mercado liberalizado, según esto, tan sólo el 0,3% de los

consumidores ejercían su derecho a elegir suministrador. El 99,7% de los

consumidores seguían recibiendo el suministro de sus distribuidores.

En el año 2005, el mercado liberalizado constituye el 37,5% de la

energía consumida en el mercado peninsular eléctrico. El mercado regulado

continúa siendo muy elevado, más de la mitad de la electricidad consumida

se suministra a tarifa (62,5%). En términos de clientes, más del 8,5% de

los consumidores están en el mercado liberalizado; no obstante sigue

siendo muy elevado el número de consumidores que siguen estando en el

mercado regulado, más de 21 millones de clientes continúan recibiendo la

electricidad a precio regulado.

Gráfico 7: Evolución de la energía en el mercado eléctrico (%)

69,0 65,3 62,5

31,0 34,7 37,5

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

2003 2004 2005

Mercado Regulado Mercado Liberalizado Fuente: CNE


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Gráfico 8: Evolución de los clientes en el mercado eléctrico (%)

99,7 97,091,5

8,5

3,00,3

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2003 2004 2005

Mercado Regulado Mercado LiberalizadoFuente: CNE

Tabla 9a: Estructura del mercado eléctrico peninsular

Clientes 2003 2004 2005

Domésticos 22.190.788 21.535.377 20.837.436PYMEs baja 630.918 576.903 553.554Media tensión < 36 kV 52.106 52.383 53.473

Alta tensión > 36 kV 815 111 843Mercado Regulado 22.874.627 22.164.774 21.445.306Domésticos 14.625 575.052 1.833.610PYMEs baja 13.695 70.059 123.409Media tensión < 36 kV 31.946 33.407 33.697Alta tensión > 36 kV 770 35 866Mercado Liberalizado 61.036 678.553 1.991.582Domésticos 22.205.413 22.110.429 22.671.046PYMEs baja 644.613 646.962 676.963Media tensión < 36 kV 84.052 85.790 87.170Alta tensión > 36 kV 1.585 146 1.709Total 22.935.663 22.843.327 23.436.888

Fuente: CNE


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Tabla 9b: Estructura del mercado eléctrico peninsular

Energía (GWh) 2003 2004 2005

Domésticos 64.365 67.161 66.407PYMEs baja 29.172 24.890 22.603Media tensión < 36 kV 14.062 8.611 15.847Alta tensión > 36 kV 32.710 39.733 34.555Mercado Regulado 140.309 140.395 139.412Domésticos 87 1.908 5.879PYMEs baja 1.665 7.293 11.291Media tensión < 36 kV 49.171 1.865 53.138Alta tensión > 36 kV 12.154 63.532 13.286Mercado Liberalizado 63.077 74.598 83.594Domésticos 64.452 69.069 72.286

PYMEs baja 30.837 32.183 33.894Media tensión < 36 kV 63.233 10.476 68.985Alta tensión > 36 kV 44.864 103.265 47.841Total 203.386 214.993 223.006

Fuente: CNE

2.1.1.5. Gas natural

a) Acceso de los consumidores al mercado liberalizado de gas

natural

Actualmente, más del 80% de las ventas totales de gas natural en

España se producen en el mercado liberalizado. Por sectores, se observa

que la mayoría del gas natural consumido en el sector industrial y en los

ciclos combinados para producir electricidad, se suministra en el mercado

liberalizado. Sin embargo, en el sector doméstico-comercial la gran mayoría

del consumo se suministra tarifa regulada, y sólo el 24,5% del consumo

doméstico-comercial proviene del mercado liberalizado.

Tabla 10: Ventas de gas natural en el mercado liberalizado de

España, 2004

2004% liberalizadoGWh

Sobre total segmentoDOMESTICO-COMERCIAL .................. 12.593 24,5INDUSTRIAL .................................... 187.403 95,5CENTRALES ELÉCTRICAS................... 55.651 84,2

TOTAL .................................... 255.647 80,0Fuente: SEDIGAS


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2.1.2. Evolución del marco normativo del sector energético

2.1.2.1. Sector eléctrico

a) Ley 49/1984 de explotación unificada

Ley 49/1984 de explotación unificada marcó el comienzo de una

nueva etapa en la regulación y organización del sector eléctrico en España.

Hasta ese momento el ordenamiento jurídico del sector se caracterizaba por

una gran dispersión, existiendo sólo una disposición con rango de Ley

específica para el sector eléctrico la Ley 10/1966 de expropiación forzosa ysanciones en materia de instalaciones eléctricas, que además constituía la

única base de declaración de servicio público de las actividades de

suministro de energía eléctrica.

Desde el punto de vista organizativo y empresarial hasta 1984 el

sector eléctrico español se caracterizaba por la desagregación, con once

importantes compañías al frente del suministro eléctrico que operaban en

sus propios mercados y que actuaban con sus propios medios degeneración, limitándose los intercambios bilaterales a los excedentes

eléctricos.

La explotación unificada del sistema a través de la red de alta tensión

suponía el abastecimiento de las necesidades eléctricas con unos costes

variables mínimos, compatibles con las directrices de política energética, y

optimizando la utilización del conjunto de las instalaciones de producción y

transporte. Anteriormente cada sistema zonal era explotado de forma

individual atendiendo a sus propios criterios de optimización, en este

sentido la explotación unificada del sistema implicaba la gestión coordinada

de todas las centrales eléctricas para satisfacer al conjunto de la demanda

nacional.

Esta actividad, declarada por Ley como servicio público, fue

desempeñada desde su inicio por la sociedad estatal RED ELÉCTRICA DE

ESPAÑA S.A. (REE), que se constituyó por el Real Decreto 91/1985. La


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nueva sociedad pasó a ser la propietaria de la red de alta tensión

culminándose la nacionalización de la red que antes estaba en poder de las

propias compañías eléctricas.

La nacionalización de la red de alta tensión permitió al Estado

participar directamente en la actividad eléctrica, explotando el monopolio

natural del transporte y tomando la decisión de la precedencia económica

de las centrales que suministraban energía eléctrica a la red. Al mismo

tiempo una Delegación del Gobierno en la explotación del sistema

garantizaba el cumplimiento de las directrices de política energética. REEpasó a ser propietaria del 67,6 por ciento de las líneas de más de 220 Kv de

tensión y del 22,3 por ciento de la red de 220 Kv.

REE como operador del sistema asumió todas las funciones de la

Asociación de Empresas para la Explotación del Sistema Eléctrico

(ASELECTRICA), que coordinaba la explotación del sistema eléctrico

peninsular a través del Centro de Control Eléctrico (CECOEL).

El funcionamiento del sistema eléctrico quedaba establecido como un

sistema de explotación unificada con una sociedad estatal gestora al frente

del despacho de energía eléctrica. El resto del sector eléctrico estaba

operado por empresas públicas y privadas que realizaban actividades de

generación y distribución. Se daba el hecho de que estas actividades de

generación y distribución eran desempeñadas por empresas que

presentaban estructura vertical, es decir, distribuían la energía que

producían en sus centrales (pasando antes de su distribución por eldespacho central de REE).

El esquema de funcionamiento del sector estaba centralizado en el

operador del sistema (REE) quien decidía el orden de entrada en la red de

las centrales en función del coste económico, de forma tal que las de menor

coste eran las primeras en engancharse al sistema. Se seguía este orden de

precedencia económica entrando en funcionamiento tantas centrales como

fuera necesario hasta satisfacer la demanda de energía eléctrica. En el


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sistema eléctrico peninsular vertían su electricidad a la red todas las

centrales propiedad de las empresas que formaban parte de UNESA4 (salvo

GESA y UNELCO que suministran electricidad en las Islas Baleares y

Canarias, respectivamente). Todas las empresas que operaban en el

sistema presentaban una estructura vertical a excepción de ENDESA, líder

del holding público del sector eléctrico que era una empresa puramente

productora.

La actividad relativa al transporte y a las interconexiones regionales e

internacionales eran de responsabilidad exclusiva de REE, mientras que ladistribución era realizada por las grandes compañías que vendían al

consumidor final la electricidad que habían generado. Los autoproductores,

que representaban una minoría tanto en potencia instalada como en

producción, vendían la electricidad sobrante a las compañías distribuidoras.

Gráfico 9: Estructura de producción, transporte y distribución del

sistema eléctrico peninsular

Fuente: Aranceta, J. (1991): “Estructura y evolución sectorial. Aspectos técnicos, jurídicos yfinancieros”, en VV.AA: El sector eléctrico español en la Europa de 1993, Madrid, Colegio deEconomistas de Madrid, pág. 36.

4 UNESA (Unidad Eléctrica, S.A.) se creó por iniciativa de 18 empresas eléctricas en 1944 conel fin de hacer frente al desabastecimiento eléctrico por el que atravesaba España. En 1999pasó a constituirse como la Asociación Española de la Industria Eléctrica.

ESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DELSISTEMA ELÉCTRICO PENINSULAR

ENDESA REEFrancia

Andorra

Portugal

Compañías deUNESA (salvo

ENDESA, GESAy UNELCO)

Autoproductores Compañías dedistribución

Consumidores finales


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Este esquema de funcionamiento del sistema eléctrico estuvo vigente

hasta la aprobación de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.

b) Real Decreto 1538/1987, Marco Legal Estable

En los años ochenta se produjo un importante cambio en el marco

normativo del sector eléctrico, con la aprobación en 1987 del denominado

Marco Legal y Estable.

El Real Decreto 1538/1987, denominado comúnmente Marco Legal y

Estable (MLE), fue aprobado en 1987 y supuso un cambio significativo en elsistema regulatorio del sector. El objetivo que fijaba era establecer un

marco de referencia en relación a los ingresos de las empresas eléctricas,

que cumpliera el doble fin de cubrir los costes del servicio pero con las

condiciones del mínimo coste económico posible para los abonados finales.

Este marco regulatorio determinaba los costes que debía recoger la tarifa

eléctrica, buscando un equilibro entre los ingresos del sistema y los costes

en que incurrían y habían incurrido las empresas gestoras del servicio,

precisando un horizonte de certidumbre de cara a la recuperación de las

inversiones que se ejecutaran.

Con el propósito de evitar que las compañías recayeran en

sobrecostes, el sistema de tarifas anuales y la periodificación de los

ingresos anuales llevaba implícito un sistema de incentivos, que debía

inducir a las empresas a la gestión eficiente y a la racionalidad en la toma

de las decisiones de inversión.

En esta línea se definió un procedimiento de cálculo de tarifas y

compensaciones entre empresas basado en el fomento de la eficiencia del

sector, estableciendo un mecanismo de computo de costes que funcionaba

reconociendo unos costes estándares u objetivos. En función de estos

costes se determinaban el ingreso estándar del sector que permitiría cubrir

los costes de prestación del servicio de suministro eléctrico, y la

recuperación del valor objetivo de las inversiones realizadas en activos fijos


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necesarios para la prestación del servicio de suministro en su periodo de

vida útil.

El coste total del servicio eléctrico estaba integrado por los siguientes

elementos: 1) costes derivados de la generación por las inversiones

realizadas5; 2) costes de operación y mantenimiento; 3) costes de

combustible e intercambios de energía; 4) costes de transporte y

explotación unificada; 5) costes de distribución; 6) costes de estructura y

capital circulante; 7) costes calificados como contingentes y externos del

sistema.

Resumiendo, en función de la tecnología, del tipo de instalación y de

otros parámetros, se establecían unos niveles de costes estándares que la

Administración reconocía a cada empresa y que se cubrían mediante la

tarifa. Con este sistema se trataba de inducir a las compañías a situarse por

debajo del nivel estándar reconocido, estimulando la eficiencia en el

desarrollo de sus actividades y buscando la maximización de sus beneficios.

Este sistema de retribución que implantó el MLE estuvo vigente hasta

la promulgación de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, y contribuyó a

sanear las cuentas financieras del sector eléctrico, y a establecer un marco

de certidumbre para las inversiones en instalaciones e infraestructuras

necesarias para atender la demanda futura de energía eléctrica.

c) Ley 40/1994, LOSEN

Bajo el paraguas de estabilidad financiera del Marco Legal Estable se

aprobó en 1994 la Ley 40/1994 de ordenación del Sistema Eléctrico

Nacional (LOSEN), que vino a ratificar el funcionamiento del sistema

eléctrico de explotación unificada establecido diez años antes.

La LOSEN hacía su aparición en un nuevo entorno económico donde

los avances tecnológicos, la globalización de la economía, y el incremento

5 El coste derivado de la inversión realizada en instalaciones era la suma de los costesestándares de cada una de ellas, estando integrados éstos por la suma de la amortizacióndel valor actualizado bruto estándar y de la retribución del valor actualizado neto estándar.


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de la competencia mundial estaban impulsado la flexibilización de los

marcos regulatorios de los distintos sectores económicos. Paralelamente, se

estaba produciendo un fenómeno de privatización de las empresas públicas

y de apertura de los sectores a la competencia.

La nueva ordenación trataba de adaptarse al nuevo entorno de

liberalización que empezaba a imponerse, marcando un punto de inflexión

en la regulación del sector e iniciando el proceso de liberalización del sector

eléctrico español.

La LOSEN introducía elementos de competencia y concurrencia en el

sector eléctrico, aunque en realidad el impacto de la nueva reglamentación

no fue más allá del tímido inicio de la liberalización y desregulación del

sector. De hecho, las medidas de liberalización que contenía la LOSEN no se

hicieron operativas hasta la promulgación en 1997 de la Ley 54/1997 del

Sector Eléctrico, ley que derogó a la LOSEN.

Entre los elementos novedosos que introducía destaca la idea de un

sistema eléctrico nacional formado por el sistema integrado y el sistema

independiente. El sistema integrado seguía comprendiendo todas las

actividades destinadas al suministro de electricidad como servicio público y,

por lo tanto, sometido a la explotación unificada, a la planificación eléctrica

y a tarifas reguladas. En cuanto al sistema independiente, la Ley definía

libertad de instalación y operación económica, e incluso podría ser objeto de

intercambios internacionales, la única limitación a estas actividades serían

de carácter técnico y para la preservación de los derechos de terceros. Laelectricidad producida por este sistema no se integraba en el conjunto

nacional sino que se sometería a transacciones en condiciones libremente

pactadas por las partes.

Para que el funcionamiento del sistema independiente fuera posible la

LOSEN autorizaba el acceso de terceros a la red de transporte y a las redes

de distribución, siempre que no resultara perjudicado el servicio público

prestado por el sistema integrado. Sin embargo, estas medidas de


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liberalización no se hicieron operativas hasta la promulgación en 1997 de la

Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.

Gráfico 10: Sistemas que coexisten en la ordenación de la LOSEN

Fuente: Fernández de la Buelga, L.; Escanciano Montoussé, L.; Riesgo Fernández, P. (1995):

“Cambios regulatorios en el sector eléctrico e implicaciones estratégicas y organizativas”, en

Economía Industrial, nº 302, pág. 93.

Otro elemento novedoso que incluía la LOSEN fue la creación de la

Comisión del Sistema Eléctrico Nacional como ente regulador adscrito al

Ministerio de Industria y Energía, encargado de velar por la objetividad y

transparencia del funcionamiento del sistema eléctrico. Se constituyó como

una entidad de derecho público con personalidad jurídica y plena capacidad

de obra, y ha actuado desde su inicio como órgano consultivo de la

Administración en materia eléctrica.

La LOSEN introdujo la separación de actividades en el sistema

integrado, prohibiendo a las empresas eléctricas el desarrollo simultáneo de

Centralesexistentes

Régimenespecial

Nuevascentrales

Ofertaexterna

Contratos librementenegociados con clientes

SISTEMA INDEPENDIENTE

Valor integrado de laEnergía

EXPLOTACIÓN UNIFICADA

SISTEMA INTEGRADO

Marco LegalEstable

Concurso

TRANSPORTE

Tarifa desuministro alpor mayor

(TSM)

SISTEMA DISTRIBUCIÓN

(si hace falta)

GRAN CLIENTE

SISTEMA DEDISTRIBUCIÓN

CLIENTES FINALES

CLIENTES SISTEMAINDEPENDIENTE


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las actividades de producción y distribución y exigiendo la separación

contable y de gestión. Con esta medida se trataba de evitar la posibilidad de

los subsidios cruzados entre las distintas actividades, algo que se prestaba

fácilmente por la integración vertical que caracterizaba al negocio eléctrico.

Sin embargo, la Ley contemplaba la posibilidad de que un grupo de

sociedades pudieran desarrollar actividades incompatibles siempre que las

ejercieran empresas jurídicamente diferentes.

El Gobierno era el encargado de la retribución de las actividades del

sistema integrado a través de las tarifas, que se fijaban como retribuciónglobal y conjunta de las actividades mediante el reconocimiento de los

costes imputables a cada una de ellas.

La Ley daba un trato de favor a algunas actividades de generación en

el sistema integrado mediante la consideración de régimen especial de

producción eléctrica. Estaban dentro de este apartado la cogeneración; las

energías renovables no hidráulicas, residuos agrícolas, industriales, urbanos

y todo tipo de biocarburantes; e instalaciones hidráulicas que no superaranlos 10 MW de potencia instalada (minihidráulicas).

Finalmente, se contemplaba en la LOSEN la paralización de las

centrales nucleares en moratoria: Lemóniz, Valdecaballeros y Trillo II. Los

titulares de las centrales y proyectos paralizados recibirían una

compensación por las inversiones realizadas y el coste de su financiación,

mediante la afectación de un porcentaje de la facturación por la venta de

energía eléctrica a los usuarios. Adicionalmente, se permitió a los titularesde los proyectos ceder el derecho de compensación y con este motivo se

crearon los fondos de titulización de activos resultantes de la moratoria

nuclear.

En resumen, a pesar de los nuevos elementos de competencia y

liberalización que pretendía introducir la LOSEN en realidad no sirvió más

que para ratificar el sistema de explotación que se había desarrollado desde


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1984, y apenas entró en vigor fue derogada por la Ley del Sector Eléctrico

en 1997.

d) Protocolo Eléctrico 1996

El primer paso en la liberalización del sector eléctrico español se

produjo de facto en 1996. La introducción de medidas liberalizadoras en

1994 apenas si tuvo efecto, y se limitaban a contemplar un sistema

independiente y al reconocimiento del libre acceso a las redes de transporte

y distribución de estos agentes que operaban al margen del sistema

integrado.

En los años siguientes a la LOSEN se introdujeron significativos

cambios en el marco regulatorio bajo el que operaba el sector eléctrico

nacional. Es necesario contextualizar esta transformación del sector en el

ámbito económico internacional donde los avances tecnológicos y la

globalización de la economía contribuyeron a flexibilizar los marcos

regulatorios de los distintos sectores económicos. Junto a estos elementos

se añade la aplicación generalizada de políticas de corte liberal que

desarrollaron, entre otras líneas de actuación, amplios programas de

privatización y medidas de apertura de los sectores a la competencia.

La innovación y el desarrollo tecnológico en el campo de la industria

eléctrica introdujo cambios sustanciales en el concepto de generación y en

el acceso de terceros a las redes de transporte y distribución.

En los últimos años los esfuerzos tecnológicos se han dirigido a

incrementar la eficiencia en la generación de las distintas tecnologías6, y al

desarrollo de tecnologías de generación que requieren bajos costes de

instalación y que obtienen elevados rendimientos. En este último caso se

cita la tecnología de generación de gas en ciclo combinado que ha

6 Es reseñable el importante desarrollo experimentado por las energías renovables queimpulsadas por la creciente sensibilidad medioambiental de la sociedad y los logros

tecnológicos han comenzado a participar en la estructura de la generación de energíaeléctrica.


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revolucionado el concepto tradicional de generación, pues requiere bajos

costes de inversión en instalación, el periodo de construcción y de

maduración de las inversiones es reducido, y puede alcanzar rendimientos

de hasta un 60 por ciento.

En definitiva, los avances tecnológicos han introducido un cambio

sustancial en la concepción del negocio eléctrico. Las reducciones de los

costes de generación han hecho posible concebir la generación eléctrica

como una actividad susceptible de desarrollarse bajo un marco de

competencia y concurrencia, mientras que el acceso de terceros a la red hafacilitado la participación de los operadores en las instalaciones explotadas

en forma de monopolio natural.

Al hilo de los avances tecnológicos se iniciaron las acciones que

introducían competencia en el sector eléctrico y que se extendían a lo largo

de Europa y América. Inglaterra, los países nórdicos y Argentina se citan

como países pioneros en la desregulación y liberalización de la industria

eléctrica a principios de los noventa. El conjunto de los países de la UniónEuropea también dieron los primeros pasos en la introducción de

competencia en el sector eléctrico, aunque lo hicieron en la segunda mitad

de los noventa.

En la Unión Europea, las instituciones europeas esgrimieron razones

de tipo económico, político y jurídico para introducir cambios en la

regulación y organización del sector eléctrico. Aunque las medidas se fueron

adoptando de forma progresiva, la Directiva del Parlamento y del ConsejoEuropeo 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la

electricidad, que entró en vigor el 19 de febrero de 1997, marcó un punto

de inflexión en la regulación, organización y estructura del sector en los

quince países comunitarios.

En España, adelantándose a la aprobación de la Directiva 96/92/CE,

se firmaba en diciembre de 1996 un Protocolo entre el Ministerio de


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Industria y las principales compañías eléctricas7, en el que se exponía

expresamente la decisión del Gobierno “de modificar el actual marco

normativo del sistema eléctrico, propiciando una mayor liberalización,

asegurando la competencia entre las empresas integrantes del mismo y

tomando las medidas oportunas para garantizar un menor coste de la

energía eléctrica (...)” (Protocolo Eléctrico; 1996: exposición de motivos).

En el “Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del

sistema eléctrico nacional” se recogían las bases del funcionamiento del

futuro sector eléctrico, en el que se pretendían introducir importantesmedidas liberalizadoras en las actividades de generación, transporte y

distribución.

Comenzando por la generación, se establecía que a partir del 1 de

enero de 1998 funcionaría un mercado de generación, actuando como un

pool de ofertas de los diferentes grupos generadores. El organismo

encargado de gestionar el mercado sería el Operador de Mercado, que se

crearía como entidad jurídicamente separada de RED ELÉCTRICA y que sedebía constituir antes del 31 de Diciembre de 1997.

En relación a las nuevas instalaciones eléctricas se introducía libertad

para el establecimiento de nuevos grupos de generación, algo que hasta

ahora estaba sometido a la planificación que detallaba el Plan Energético

Nacional. En otro orden de cosas, se contemplaba la libertad del suministro

de energías primarias8. Y, por último, para incentivar a las instalaciones de

producción en régimen especial se fijaban primas sobre los preciosresultantes del sistema de ofertas.

El transporte de energía eléctrica en alta tensión seguiría siendo

competencia de RED ELÉCTRICA, pero con la creación del mercado de

7 Las empresas eléctricas firmantes del Protocolo fueron IBERDROLA, ENDESA, UNIÓN

FENOSA, FECSA, CSE e HIDROCANTÁBRICO. 8 A partir del 1 de enero de 1998 los abastecimientos de materias primas se efectuarían sin

restricciones y sin limitaciones de política energética o de fijación de precios. Para el caso delcarbón autóctono se atendería a lo dispuesto en el Plan de Futuro de la Minería del Carbón yDesarrollo de las Comarcas Mineras.


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generación se exigía la separación contable de las actividades del Operador

de Mercado y del Operador del Sistema. El Protocolo recogía el derecho a la

utilización de las redes de transporte y distribución por parte de los clientes

con capacidad de elección y de las comercializadoras.

El P

obs quimico 2006 fia y fiteqa modelo energético

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