COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA - GCD | UDC · Precios del GLP envasado 279 Medio ambiente 1. Electricidad 285 1.1. Emisiones de las grandes instalaciones de combustión existentes

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Información básica de los sectores de la energía 2 0 0 7

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

Alcalá, 47 - 28014 Madridwww.cne.es

Cub MEMORIA 2007-InformeOK 26/10/07 13:34 Página 1

01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1

Edita: CNEComisión Nacional de Energía

Diseño: Sendín & AsociadosFotocomposición e impresión: Closas-Orcoyen, S. L.Depósito legal: M. 42597-2007


Presentación 11

Electricidad1. El sector eléctrico en la economía española 15

1.1. El sector eléctrico y la actividad económica 15

1.1.1. Evolución de la producción y consumo de energía

eléctrica 18

1.1.2. Evolución de la población ocupada y la participación

del sector eléctrico 21

1.1.3. Evolución de los sectores productivos de la economía

y su participación en el sector eléctrico 24

1.1.4. Participación de la factura eléctrica en el gasto total

de los hogares 27

1.1.5. Participación de la electricidad en el balance energético 28

1.2. El sector eléctrico y la inversión 30

1.3. El sector eléctrico y el sector exterior 31

1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico 33

2. La producción y la oferta eléctricas 41

2.1. El mercado de producción de energía eléctrica 41

2.1.1. Organización del mercado 41

2.1.2. Resultados del mercado en el año 2006 42

2.1.3. Participación en el mercado 43

2.1.4. Hechos destacables durante el año 2006 43

2.2. La oferta eléctrica 44

2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica 44

2.2.2. Generación 45

2.2.3. Transporte y operación del sistema 53

2.2.4. Distribución y comercialización 55

3. Facturación de energía y empresas eléctricas 61

3.1. Facturación de la energía eléctrica 61

3.2. Evolución económico-financiera de los principales

grupos empresariales eléctricos 65

4. La demanda y los consumidores 69

4.1. Evolución de la demanda 69

4.1.1. Demanda en barras de central 69

4.1.2. Demanda en abonado final 70

Índice


4.2. Los consumidores 70

4.2.1. Clasificación por grupos de consumidores 71

4.2.2. Clasificación por niveles de tensión 75

4.2.3. Consumo de energía eléctrica en el mercado liberalizado 75

4.3. Los precios de la electricidad 76

4.3.1. Evolución de los precios 76

4.3.2. Comparación internacional de precios 86

4.4. Calidad de suministro 101

Gas1. El gas natural 107

1.1. Características del gas natural 107

1.2. El mercado del gas en el mundo 108

1.2.1. Reservas probadas de gas natural en el mundo 108

1.2.2. Producción comercializada de gas natural en el mundo 109

1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo 110

1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo 114

2. La industria del gas natural en España 1192.1. Aprovisionamiento de gas 122

2.1.1. Descripción de la actividad 122

2.1.2. Producción nacional e importaciones 122

2.2. Regasificación 127


2.2.2. Situación de la regasificación en España 127

2.3. Transporte por gasoducto 131


2.3.2. Situación del transporte en España 131

2.4. Almacenamiento subterráneo 139


2.4.2. Situación del almacenamiento en España 140

2.5. Distribución 144


2.5.2. Situación de la distribución en España 145

2.6. Comercialización 148


2.6.2. Situación de la comercialización en España 148

2.7. La demanda y los consumidores 149

2.7.1. Evolución de la demanda 150

2.7.2. Los precios del gas natural 164

Índice


Petróleo1. El mercado internacional del petróleo en 2006 193

1.1. La exploración y producción en el mundo 193

1.1.1. Tendencias en el sector de la exploración y producción

en el mundo en el año 2006 193

1.2. Oferta y demanda mundial de crudo 194

1.2.1. Crecimiento moderado de la demanda mundial de crudo

en 2006 194

1.2.2. Crecimiento de la oferta mundial de crudo en 2006 196

1.2.3. Producción mundial de crudo superior a la demanda

en 2006 196

1.2.4. La OPEP mantiene su peso en la oferta mundial

de crudo en 2006 196

1.2.5. Disminución de la cuota oficial de la OPEP en 2006 198

1.2.6. Incremento del precio medio de la cesta OPEP en 2006 198

1.2.7. Menor incumplimiento de la cuota oficial de la OPEP 198

1.2.8. La capacidad excedentaria de la OPEP se mantiene

en niveles similares 199

1.2.9. La producción de Venezuela aumenta ligeramente

en 2006 200

1.2.10. Papel creciente de los países productores independientes 200

1.3. Demanda mundial de productos petrolíferos 201

1.3.1. Disminuye la demanda OCDE de productos petrolíferos 201

1.3.2. Gasolinas y gasóleos, productos más demandados 203

1.3.3. Marcada estacionalidad en el consumo de productos

petrolíferos 205

1.3.4. Importancia creciente de la demanda de productos

petrolíferos NO OCDE 207

1.4. Stocks mundiales de crudo y productos petrolíferos 208

1.4.1. Stocks totales de crudo en la OCDE superiores

a los del año anterior 208

1.4.2. Aumentan los stocks de productos petrolíferos en la OCDE 208

1.4.3. Aumenta el volumen de stocks en términos de días

de demanda 211

1.5. Principales variables de los mercados energéticos internacionales 213

1.5.1. Aumento de precios del crudo en 2006 213

1.5.2. Mercados de futuros de Brent en «contango» 215

1.5.3. Se reduce el diferencial WTI-Brent 215

1.5.4. El diferencial crudos ligeros-pesados se duplica respecto

a 2005 215

Índice


1.5.5. Precios de los productos petrolíferos en Europa al alza 215

1.5.6. Desigual comportamiento de los diferenciales de precios

de productos petrolíferos vs. Brent 221

1.5.7. Disminución de los margenes de refino

norteamericanos en 2006 222

1.5.8. Márgenes de refino en Europa inferiores

a los de 2005 222

1.5.9. Incremento de márgenes comerciales

en la Unión Europea 222

1.6. Empresas petroleras internacionales en 2006 224

1.6.1. Resultados en 2006 224

1.6.2. Comportamiento bursátil 226

2. Exploración y producción en España 227

2.1. Dominio minero 227

2.1.1. Permisos de investigación 227

2.1.2. Concesiones de explotación 231

2.1.3. Variaciones de dominio minero 231

2.2. Actividades 234

2.2.1. Geofísica 234

2.2.2. Sondeos 234

2.3. Producción en España 234

2.3.1. Crudo 234

2.3.2. Gas 235

2.3.3. Evolución histórica 235

2.4. Almacenamiento 235

2.5. Inversiones 236

3. Refino 239

3.1. La actividad de refino en España 239

3.2. Las compañías que refinan en España 240

3.3. Inversiones en la actividad de refino en España 244

4. Logística de productos petrolíferos en España 245

4.1. Marco sectorial 245

4.2. La actividad logística en España 245

4.2.1. Actividad de CLH 245

4.2.2. Logística alternativa a CLH 247

4.3. Productos almacenados 250

Índice


5. Comercialización 2535.1. Consumo de productos 255

5.1.1. Gasolinas 255

5.1.2. Gasóleos y querosenos 256

5.1.3. Reparto geográfico del consumo 256

5.1.4. Consumo por canal 258

5.2. Precios y fiscalidad 258

5.2.1. Precio antes de impuestos (PAI) 259

5.2.2. El precio de venta al público (PVP) 262

5.2.3. Impuestos 262

5.3. Márgenes brutos de comercialización 265

5.4. Puntos de venta 266

6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP) 2696.1. El marco normativo de los GLP 269

6.2. Consumo de GLP 269

6.2.1. GLP Internacional 269

6.2.2. GLP en España 272

6.3. Precios del GLP envasado 279

Medio ambiente1. Electricidad 285

1.1. Emisiones de las grandes instalaciones

de combustión existentes 285

1.2. Emisiones de contaminantes por sectores 288

1.3. Residuos nucleares 288

1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15 290

2. Gas 2912.1. El efecto invernadero 291

2.2. Combustión del gas natural 292

2.3. La lluvia ácida: óxidos de azufre y nitrógeno 293

2.4. Calidad del aire 294

3. Petróleo 2953.1. Convenios internacionales sobre

contaminación marina 295

3.1.1. Convenio OSPAR 295

3.1.2. Convenio de Barcelona 295

3.1.3. Convenio de Londres 295

Índice


3.1.4. Convenio Internacional de 29 de noviembre de 1969

sobre la responsabilidad civil derivada de daños

debidos a la contaminación de las aguas del mar

por hidrocarburos 296

3.1.5. Protocolo de 2003 relativo al Convenio Internacional

sobre la constitución de un Fondo Internacional de

Indemnización de daños debidos a contaminación por

hidrocarburos, 1992, hecho en Londres el 16 de mayo

de 2003 296

3.2. Cambio climático 297

3.2.1. Evolución de los acuerdos Kioto 297

A) La duodécima Conferencia de las partes 298

B) Directiva 2003/87/CE, del parlamento Europeo

y del consejo, de 13 de octubre de 2003,

por la que se establece un régimen para

el comercio de derechos de emisión de

gases de efecto invernadero en la

Comunidad y por la que se modifica la

Directiva 96/61/CE del Consejo 299

C) Directiva 2004/101/CE del Parlamento Europeo

y del Consejo que modifica la

Directiva 2003/87/CE por la que se establece

un régimen para el comercio de derechos

de emisión de gases de efecto invernadero

en la Comunidad, con respecto a los

mecanismos de proyectos del Protocolo de Kioto 301

3.2.2. El cambio climático en España 302

A) La oficina Española del cambio climático 304

B) La Autoridad Nacional Designada (AND) 305

C) El Plan Nacional de Asignación 2008/2012

Balance del año 2005 del Plan Nacional

de Asignación 2005/2007 305

D) Plan Nacional de Adaptación al cambio climático 307

3.3. Grandes instalaciones de combustión 307

3.3.1. Directiva 2001/80/CE, del Parlamento Europeo

y del Consejo, de 23 de octubre de 2001,

sobre limitación de emisiones a la atmósfera

de determinados agentes contaminantes

procedentes de grandes instalaciones

de combustión 307

Índice


3.3.2. Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo, por el que se

establecen nuevas normas de emisiones a la atmósfera de

determinados agentes contaminantes procedentes de grandes

instalaciones de combustión y se fijan ciertas condiciones

para el control de las emisiones a la atmósfera de las

refinerías de petróleo 309

3.4. Eficiencia energética 309

3.4.1. Plan de acción para la eficiencia energética: realizar

el potencial (COM (2006) 545) 309

3.5. Biocarburantes 310

3.5.1. Fomento de los biocarburantes 310

3.5.2. Producción, logística y distribución de biocarburantes 311

Índice



Como cada año, desde 1996, la Comisión Nacional de

Energía tiene la satisfacción de poner a su disposición

la décima edición revisada y actualizada del “Informe

Básico de los Sectores de la Energía”, correspondiente

al año 2007.

Siguiendo la pauta establecida en el Informe de 2003,

el año de referencia es el de su publicación, en lugar del

año de los datos estadísticos.

Como en anteriores informes, tratamos de agrupar en

una misma publicación todo el conjunto de datos y esta-

dísticas, que, aun siendo públicos, se encuentran dis-

persos en diferentes fuentes, con el fin de facilitar, así,

el análisis y estudio de los interesados.

La estructura del Informe es la misma que hemos utili-

zado en las versiones anteriores.

Una parte dedicada al análisis y comentario de los datos

y acontecimientos del sector energético; y otra, dedica-

da a la recopilación de los datos estadísticos.

Asimismo, incluimos también la versión del informe en

CD, que permite la consulta desde el propio ordenador.

Además de la información sectorial de carácter técnico,

el informe incluye una revisión actualizada de la legis-

lación relacionada con los sectores energéticos.

Por lo que respecta al sector eléctrico, se recoge toda la

información relativa a su comportamiento en la econo-

mía nacional: los datos de producción, la demanda, la

evolución económica y financiera de los grupos empre-

sariales eléctricos, las estadísticas nacionales e interna-

cionales de precios y la calidad del suministro. En el

anexo se han incluido los datos estadísticos y las series

históricas para facilitar una mejor comprensión de la

evolución y futuro del sector.

La información sobre el sector del gas se ha mantenido

con la misma estructura de informes anteriores.

Analizándose las diferentes fases que conforman la

industria del gas en España: aprovisionamiento, regasi-

ficación, transporte, almacenamiento, distribución y

comercialización. En el anexo se han mantenido los

mismos apartados que en el informe anterior, con el

análisis financiero del sector y un apartado dedicado a

la normativa de interés aprobada durante el año 2006.

En el apartado dedicado al sector del petróleo se inclu-

ye información sobre: mercado internacional y merca-

do nacional en sus distintas actividades: exploración, y

producción, refino, logística y comercialización, así

como el mercado de GLP.

En el capítulo dedicado al Medio Ambiente, se recoge

información sobre emisiones de los diferentes sectores

de la energía, la evolución de los acuerdos de Kyoto y

las directivas de la Unión Europea en materia de Medio

Ambiente.

El punto último del anexo facilita información relativa

a las fuentes sectoriales de la información en sus dife-

rentes formatos: papel, digital, internet, etc.

En definitiva, el deseo de la Comisión Nacional de

Energía es el de contribuir con éste como con el resto

de sus informes y publicaciones al mejor conocimiento

y análisis de los sectores de la energía.

Presentación

11



Electricidad

02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 13


1.1. El sector eléctrico y la actividadeconómica

En 2006, la economía española registró un crecimiento1

del PIB de un 3,9% (cuadro 1.1.1), cuatro décimas más

que el año anterior. Este crecimiento se enmarca en un

contexto internacional también positivo, especialmente

en Europa2, destino de casi el 70% de nuestras exporta-

ciones, y que ha permitido reducir el aporte negativo de

nuestro deficitario sector exterior. El proceso de creci-

miento que presenta España en la actualidad es superior

al que presentan los países más importantes de Europa.

La larga fase de expansión que ha tenido España tiene

diferentes causas relacionadas, en gran medida, con el

proceso de convergencia y posterior ingreso en la Unión

Económica y Monetaria. Así, el asentamiento de una

estabilidad macroeconómica, favorecida por la credibili-

dad antiinflacionista de la autoridad monetaria común y

la consolidación fiscal, el aumento de la participación

laboral, la mejora del funcionamiento del mercado de

trabajo y los procesos de liberalización y privatización

emprendidos han ejercido un efecto expansivo pronun-

ciado. Entre todos estos desarrollos, los cambios en las

condiciones de financiación (importante reducción del

coste de financiación, mayor accesibilidad al crédito) y

los intensos flujos migratorios (que han aumentado la

dotación del factor trabajo ampliando su potencial de

crecimiento) han sido los factores que han ocasionado

1. El sector eléctrico en la economía española

15

Elec

tric

idad

1 Interanual real.2 Aumento del PIB en la zona euro del 2,8% (provisional)gracias a la reactivación de las economías alemana e italiana.

Millones de euros Tasas de variación (%)(precios constantes de 2000) (en términos reales)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 02/01 03/02 04/03 05/04 06/05

PIB a precios de mercado 679.848 729.008 780.557 837.316 905.455 976.189 2,7 2,9 3,1 3,5 3,9

VAB a precios de mercado

Sector industrial (*) 119.217 129.605 134.458 139.164 143.259 151.709 0,7 0,9 1,2 2,5 3,1

Servicios destinados a la venta 412.001 443.889 473.806 507.387 546.929 583.773 2,6 2,8 3,6 3,9 3,6

Demanda interna 696.443 743.644 798.150 865.784 952.086 1.033.664 3,3 3,7 4,8 5,1 4,3

Consumo final 517.419 549.834 582.221 632.137 686.699 738.100 3,2 2,8 4,8 4,3 3,9

Inversión 179.024 193.810 215.929 233.647 265.387 295.564 3,4 6,2 4,9 7,0 6,3

Demanda eléctrica en barras de central (GWh) 217.211 221.609 237.020 248.732 261.262 268.027 2,0 7,0 4,9 5,0 2,6

Peninsular 205.630 209.640 223.892 235.315 246.710 252.878 2,0 6,8 5,1 4,8 2,5

Extrapeninsular 11.581 11.969 13.128 13.825 14.552 15.149 3,4 9,7 5,3 5,3 4,1

Consumos

Productos petrolíferos (kt) 68.343 70.220 71.686 73.717 74.746 73.900 2,7 2,1 2,8 1,4 -1,1

Gas natural (GWh) 211.384 242.342 274.613 318.613 376.229 388.101 14,6 13,3 16,0 18,1 3,2

(*) El sector industrial incluye los productos energéticos y los productos industriales.

Fuente: INE, Boletín Estadístico de Energía Eléctrica e Hidrocarburos e Informe Anual del Banco de España.

Cuadro 1.1.1. Evolución del Producto Interior Bruto, Valor Añadido Bruto por sectores y de la demanda

eléctrica en barras de central


un impulso más potente sobre el crecimiento en los últi-

mos años.

La demanda nacional ha experimentado una ralentización

en su crecimiento: 4,3% en 2006 frente a 5,1% en 2005.

La demanda externa mejoró su aportación negativa al PIB

en 7 décimas, hasta situarse en -1 punto porcentual debi-

do a una aceleración en el ritmo de crecimiento de las

exportaciones, mayor que el de las importaciones. En lo

que respecta a la demanda interna, tanto el consumo

como la inversión se desaceleraron, aunque no ocurrió en

todos los casos, ya que la inversión más productiva, la de

bienes de equipo, se aceleró (9,7% frente al 9% en 2005).

La principal partida de la inversión, la construcción, se

mantuvo en una tasa de crecimiento similar a la de 2005:

6,0% en 2005 y 5,9% en 2006.

Los datos de 2006 indicarían que se está produciendo un

ajuste del sector privado en cuanto a sus expectativas de

consumo e inversión hacia sendas más moderadas y sos-

tenibles.

En 2006, el empleo ocupado en la economía española

creció a una tasa similar a la del año anterior, un 3,1%,

lo que supuso una creación neta de 550.000 puestos de

trabajo a tiempo completo. España cuenta con una tasa

de paro de aproximadamente un 8%, 15 puntos inferior

a la de 1995, y esto pese al fuerte aumento del número

de inmigrantes en edad de trabajar, ya que el dinamismo

de la ocupación condujo a un nuevo descenso de la tasa

de desempleo.

En cuanto a la inflación, el IPC mostró en 2006 un cre-

cimiento medio del 3,5%, similar al de 2005 (3,4%). El

diferencial de precios de consumo (en términos de índi-

ce armonizado de precios de consumo (IAPC)) con la

UEM se amplió a 1,4 pp en 2006 (el máximo desde el

inicio de la unión monetaria). El proceso inflacionista en

2006 estuvo marcado por el mayor dinamismo de los

costes laborales, una nueva ampliación de los márgenes

de explotación de las empresas españolas y, sobre todo,

por el incremento de los precios de importación, parti-

cularmente del petróleo. En cualquier caso, los principa-

les índices de precios y deflactores fueron recortando su

ritmo de avance a lo largo del año, a medida que el pre-

cio del crudo disminuyó.

El crecimiento del PIB en España en 2006 es muy supe-

rior al mostrado por los 12 países de la zona euro que,

según los datos publicados por Eurostat, experimentaron

una media de crecimiento del 2,6 % (una décima menos

si se consideran los países de la Unión Europea de los

15); el crecimiento español es el más alto desde 2001, lo

que implica una mayor convergencia. En 1995, el PIB

español era el 73% del alemán y el 80% del de la media

europea (15 países) y hoy es el 90% en ambos casos

según datos de la OCDE. A pesar de tener más inflación

que los otros países europeos, el fuerte dinamismo de la

actividad interior ha compensado con creces nuestra

menor competitividad.

El saneamiento de nuestras cuentas públicas y la conten-

ción salarial son dos factores fundamentales que han

permitido el fuerte crecimiento de los beneficios de las

empresas españolas. Sin embargo, el Banco de España

advierte del peligro para las empresas de posibles subi-

das de los tipos de interés.

Del lado de la oferta, en el año 2006 con respecto a

2005, destaca el crecimiento de las ramas industriales y

primarias y fue prácticamente igual de intenso el ritmo

de crecimiento de la construcción. Las ramas energéti-

cas y las ramas de los servicios tuvieron en 2006 meno-

res tasas de crecimiento que en 2005.

En cuanto a la intensidad energética del PIB, medida por

el consumo de energía primaria por unidad de PIB

(tep./millón de euros ctes. de 1995), en 2005, último

16

Elec

tric

idad


dato disponible, ésta era de 234,403. Este ratio que en

1980 era de 225,99, muestra una tendencia creciente

desde 1996, año en el que el ratio era cercano a 220.

Aunque España muestra una tendencia en el indicador

de intensidad primaria contraria a la media europea –en

el período 1985-2003, la UE ha mejorado su intensidad

energética en 18 puntos porcentuales mientras que en

España la ha aumentado en 4 puntos– , la comparación

de este indicador a paridad de poder de compra pone de

manifiesto que en estos momentos la posición de nues-

tro país es pareja con la media de la UE, mostrando el

indicador de intensidad primaria en ambos casos una

tendencia a la estabilización desde comienzos de siglo.

En 2006 la demanda total de energía eléctrica, medi-

da en barras de central (b.c.), alcanzó un crecimiento

del 2,6%, 2,4 puntos porcentuales inferior al creci-

miento registrado en el mismo período del año ante-

rior; la demanda de energía eléctrica peninsular ha

crecido un 2,5% respecto al año anterior y la deman-

da de energía eléctrica en los sistemas extrapeninsu-

lares alcanzó los 15.149 GWh, un 4,1% más que el

año anterior. En los tres últimos años se observa una

tendencia a la desaceleración del crecimiento de la

demanda eléctrica.

Los valores máximos de demanda de potencia media

horaria y de energía diaria se alcanzaron el 30 de enero

con 42.153 MW y el 20 de diciembre con 854 GWh res-

pectivamente, convirtiéndose este último en nuevo

máximo histórico.

Asimismo, durante este ejercicio se han producido nue-

vos máximos históricos en los meses de verano. El 11 de

julio se registró el récord de potencia media horaria con

40.275 MW y el 18 de julio se produjo el máximo histó-

rico de energía diaria con 813 GWh.

La potencia instalada tuvo un crecimiento neto durante

2006 de 4.213 MW, lo que representa un crecimiento de

la capacidad del sistema del 5,7% respecto a la del año

anterior. Este aumento proviene en su mayor parte de la

incorporación de 3.132 MW de ciclo combinado y de

1.210 MW de potencia eólica. En cuanto a las bajas de

potencia instalada, hay que destacar el cierre de la cen-

tral nuclear de José Cabrera que ha supuesto un descen-

so de 160 MW de la potencia instalada total.

La energía hidráulica se ha situado ceca de los 24.000 GWh.

Las lluvias de los últimos tres meses aumentaron las

reservas de los embalses hasta el 61,6% de su capacidad

total a finales de 2006, compensando en parte la fuerte

sequía de 2005 (20 puntos porcentuales menos).

Respecto a la cobertura de la demanda, hay que señalar,

un año más, el progresivo peso de la producción de las

centrales de ciclo combinado, favorecido por la escasa

producción hidroeléctrica de los primeros nueve meses

de 2006. Así, la participación del ciclo combinado ha

elevado su porcentaje hasta el 24%, igualando las apor-

taciones de las tecnologías de carbón y nuclear.

Por su parte, la energía procedente de centrales del régi-

men especial ha cubierto el 19% de la demanda, siendo

casi la mitad de origen eólico. En este sentido, hay que

destacar que el día 8 de diciembre se superó el máximo

histórico de producción eólica con una energía media dia-

ria de 159.291 MWh y una energía horaria de 8.010 MWh

a las 15 horas. Ese día, la producción eólica cubrió el

23,3% de la demanda eléctrica.

Por tercer año consecutivo, el saldo de los intercambios

internacionales ha resultado con signo exportador,

situándose en 3.303 GWh, un 146% superior al del

2005. Este incremento se ha debido principalmente al

17

Elec

tric

idad

3 Fuente: La energía en España 2005, Ministerio de Industria,Turismo y Comercio, Secretaría General de la Energía.


importante aumento de las exportaciones con

Marruecos y al menor saldo importador con Francia.

En 2006, la red de transporte de energía eléctrica ha

aumentado en 407 km de circuitos, de los cuales 16 km

corresponden a la segunda interconexión eléctrica con

Marruecos.

Por otro lado, la demanda anual de energía eléctrica en los

sistemas extrapeninsulares alcanzó los 15.149 GWh, un

4,1% más que el año anterior. Esta demanda se ha cubier-

to en un 52,4% con los grupos de fuel, el 20,7% con las

centrales de carbón, el 21,3% con ciclo combinado y el

5,6% con la energía adquirida al régimen especial.

El gráfico 1.1.1 muestra la evolución de la tasa de creci-

miento de la demanda eléctrica, de la demanda interna de

la economía española y de sus dos componentes -el consu-

mo y la inversión-, poniéndose de manifiesto la fuerte

correlación entre estas magnitudes. Respecto a

la inversión se observan tres fases bien diferenciadas: la

primera, expansiva, que comienza en 1997, con unos fuer-

tes ritmos de crecimiento, tiene su máximo en 1998 con

una tasa de crecimiento en torno al 10% que se mantendría

en 1999; a partir de entonces comienza la segunda fase que

llega hasta 2001, caracterizada por un crecimiento más

moderado y con tendencia a la baja, alcanzándose un valor

mínimo de un 2,5%; en la tercera fase, de 2002 a 2006, se

recupera la senda alcista. Por otro lado, la demanda interna

y el consumo llevan un ritmo de crecimiento muy parejo.

En el gráfico 1.1.1 también se muestran las tasas de cre-

cimiento del consumo de productos petrolíferos y del

consumo de gas natural. Destaca el comportamiento del

consumo de gas natural, donde se superaron tasas de

crecimiento por encima del 30% para 1997 y por enci-

ma de los dos dígitos para el período de 1999-2005 a

excepción de 2001. En 2006 la tasa de crecimiento del

consumo de gas natural anotó un 3,2%.

1.1.1. Evolución de la producción y consumo

de energía eléctrica

En 2006, la producción eléctrica de España se cifró en

302.431 millones de kWh y supuso un crecimiento anual

del 2,6%, dos puntos porcentuales menos que en 2005.

18

Elec

tric

idad

Demanda eléctrica en b.c. Consumos de productos petrolíferosDemanda interna ConsumoConsumos de gas natural Inversión

%

0

5

10

15

20

25

30

35

1996

-5

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 1.1.1. Tasa de variación de la demanda de electricidad y de la demanda interna (%)

Fuentes: INE y REE.

%


De la producción bruta total, el 78,1% lo aportaron las

instalaciones en régimen ordinario y el 21,9% restante

las instalaciones acogidas al llamado régimen especial,

que incluyen las energías renovables, los residuos y la

cogeneración. El 25,5% de la producción del sistema

eléctrico nacional fue de origen nuclear (60.125 GWh).

En el gráfico 1.1.2 se observa la evolución, en tasas de

crecimiento desde 1979 a 2006, de la producción total

de energía eléctrica en España, destacando dos períodos

bien diferenciados: en el primero, desde 1979 a 1993, la

media aritmética de las tasas de crecimiento es de 3,3%

y en el segundo, de 1994 a 2006, es de 5,0%. La tasa

media acumulativa, calculada para cada uno de esos

períodos, es de un 3,0 y un 5,2%, respectivamente. La

tasa de crecimiento acumulada de producción de energía

eléctrica del último período anota un 83,36%

Respecto a la producción eléctrica desagregada por fuen-

tes energéticas en el año 2006, los crecimientos más

importantes correspondieron a la producción con gas natu-

ral, con un incremento total del 16,3%, y a la producción

con energías renovables y residuos, con un aumento del

12,5%. La producción con carbón experimentó una caída

del 14,2% y la realizada con fuelóleo descendió un 9%.

La contribución de los combustibles fósiles fue del

56,3% del total, incrementándose su participación res-

pecto al año 2005 en un 10%, debido principalmente a

la mayor contribución de la producción de gas natural

que supuso el 26,9% de la producción total en 2006.

Cabe destacar que, tras dos años consecutivos de sequía,

en 2006 se registró un ascenso de la producción hidroe-

léctrica de un 32,1% respecto a la del año 2005. La pro-

ducción en régimen ordinario a través de la hidráulica ha

representado un 10,7%. Otro hecho destacable es el

aumento de la producción nuclear, que alcanzó los 60.125

millones de kWh, valor un 4,5 % superior al del año 2005.

En el gráfico 1.1.3 se muestra la evolución del consumo

neto de energía eléctrica en España, medido en tasas de

variación. En 2006, el consumo neto ascendió a 259.509

millones de kWh, un 2,5% superior al de 2005.

19

Elec

tric

idad

Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual

% Variación respecto año anterior

Tasa media acumulativa decrecimiento entre el período indicado

g = Tasa acumulada de crecimientoentre el período indicado

t =

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

-1,0

6,3

4,4

0,7

2,3 2,4

3,0

6,1

1,4

3,3

4,6

5,9

2,6

5,0

1,1

2,5 2,5

-0,1

4,4

7,3

3,9

6,77,3

5,6

3,8

7,4

6,4

4,6

2,6

g 79-93 = 3,0 5,0g 94-06 = 5,2

1979

T 94-06 = 83,36 %

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

3,3

Gráfico 1.1.2. Evolución de la producción de energía eléctrica (GWh)

(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)

Fuente: Unesa.

%


Al igual que se ha visto para la producción total de energía

eléctrica, para el consumo neto destacan dos períodos dife-

renciados, 1979-1993 y 1994-2006 con tasas de crecimien-

to de 3,6 y 4,9% respectivamente, mientras que la tasa

media acumulativa es de un 3,3 y 5,0%, respectivamente.

El gráfico 1.1.4 muestra el consumo español de gas

natural, medido en tasas de variación. En 2006 el consu-

mo de gas natural ascendió a 388.101 GWh, un 3,2%

superior al de 2005. La media aritmética de las tasas de

variación del consumo de gas natural para el período

1997-2006 es de un 15,3%, mientras que la tasa media

acumulativa es de un 14,99%.

El gráfico 1.1.5 muestra el consumo español de productos

petrolíferos en tasas de variación. En 2006 el consumo de

20

Elec

tric

idad

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

-1,0

%

% Variación respecto año anterior

Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual

Tasa media acumulativa decrecimiento entre el períodoindicado

g = Tasa acumulada de crecimientoentre el período indicado

t =

t 94-06 = 78,93%

4,7

2,5

4,7

6,8

4,6

1,3

0,4

4,7 4,7

2,9

2,2

3,84,4

7,2

3,0

6,9

3,6

4,8

7,47,0

5,9 5,8

3,1

7,1

-0,3

3,1

1,0

4,9

3,6

g 79-93 =3,3 g 94-06 = 5,0

4,3

19801979 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 20061978

Gráfico 1.1.3. Evolución del consumo neto de energía eléctrica (GWh)


Fuente: Unesa.

Tasa de variación Media aritmética Tasa media acumulativag =

%

g 97-06 = 14,9928,4

8,010,7

9,1

18,2

3,2

31,6

14,614,015,2

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

15,3

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

Gráfico 1.1.4. Evolución del consumo de Gas Natural GWh


Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.

%

%


productos petrolíferos ascendió a 73.900 miles de tonela-

das, un 1,1% inferior a 2005. La media aritmética de las

tasas de variación del consumo de productos petrolíferos

para el período 1997-2006 es de un 3,2%, mientras que la

tasa media acumulativa es de un 3,12%.

1.1.2. Evolución de la población ocupada

y la participación del sector eléctrico

Los datos de población ocupada de la Encuesta de

Población Activa (EPA) revelan que durante 2006 el

número total de ocupados en España aumentó en

775.000, lo que supone un crecimiento del 4,1% (frente

al 5,6% de 2005), hasta situarse en 19,7 millones de

empleados.

Esta tendencia alcista, no se registró por igual en los dis-

tintos sectores de actividad. En concreto, en el sector

agrario y en la industria manufacturera el número de

ocupados ha disminuido un 5,7% y un 0,2% respectiva-

mente. Los sectores de la construcción y servicios tuvie-

ron aumentos por encima del crecimiento del total de

ocupados (7,9% y 5,1% respectivamente). El crecimien-

to del empleo en el sector servicios ha sido el más fuer-

te en términos absolutos (633.000 ocupados más que en

2005), anotando un crecimiento del 5,1%, menor que el

7,1% registrado en el período anterior.

Los sectores de electricidad, agua y gas son intensivos

en capital y absorben un bajo porcentaje del empleo

total. No obstante, en la industria extractiva, en electri-

cidad, gas y agua, se registró el mayor crecimiento (un

10,8%) con un aumento de 18.000 ocupados.

En los cuadros4 1.1.2 y 1.1.3 así como en los gráficos

1.1.6, 1.1.7 y 1.1.8 se puede apreciar con detalle la evo-

21

Elec

tric

idad

0

-2

2

4

6

8

10

12

Tasa de variación Media aritmética Tasa media acumulativag =

%

3,2

4,8

9,5

3,4 2,6

4,9

2,8 2,5

1,7

0,5

-1,1

g 97-06 = 3,12

1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 20062005

Gráfico 1.1.5. Evolución del consumo de productos petrolíferos Kt


Nota: El consumo de productos petrolíferos incluye GLP’s, gasolinas, querosenos, gasóleos, fuelóleos y otros.

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.

%

4 Como consecuencia del cambio en la base poblacional (censo 2001), se han revisado todas las series que figuran en este cuadro,a partir del año 1996. Adicionalmente, desde el primer trimestre de 2005, se han implantado las nuevas variables obligatorias a quese refiere el Reglamento CE 2257/2003, sobre adaptación de lista de características de la EPA; por tanto, a partir del primertrimestre de 2005, se produce una ruptura metodológica.


lución de la población ocupada en los siete últimos años

(2000-2006).

Como rasgos principales de esta evolución, puede des-

tacarse, en primer lugar, que la ocupación en el sector

agrario viene observando una tendencia decreciente

desde 2001, hasta registrar menos del millón de perso-

nas ocupadas: en concreto, 989.000 ocupados en 2004,

en 2005 hay un ligero aumento y en 2006 vuelve a dis-

minuir hasta un número de ocupados de 944.000. En

segundo lugar, el sector servicios, que es el que emplea

al mayor número de empleados de todas las ramas, pre-

senta un crecimiento continuo desde 1995, pasando de

9,7 millones de ocupados en 2000 a 13,0 millones en

2006, lo que supone un crecimiento, en términos abso-

lutos, de 3,3 millones de personas en todo el período.

En tercer lugar, se observa un cambio de tendencia en

la evolución estable en el sector extractivo, eléctrico,

22

Elec

tric

idad

Industria

Extrac., electr.,Año Total Agrario Resto Total Manufac. (1) gas y agua Construc. Servicios

2000 15.506 1.029 14.477 3.082 2.918 164 1.723 9.672

2001 16.146 1.045 15.101 3.177 3.015 162 1.876 10.048

2002 16,629 995 15.634 3.190 3.035 155 1.980 10.464

2003 17.298 991 16.307 3.202 3.038 164 2.102 11.003

2004 17.972 989 16.983 3.212 3.048 164 2.253 11.518

2005 18.973 1.001 17.972 3.280 3.113 167 2.357 12.335

2006 19.748 944 18.803 3.292 3.107 185 2.543 12.968

(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.

Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.

Cuadro 1.1.2. Ocupados por sector de actividad (datos expresados en medias trimestrales). Miles de personas

Industria

Extrac., electr.,Año Total Agrario Resto Total Manufac. (1) gas y agua Construc. Servicios

2000 – – – – – – – –

2001 4,1 1,6 4,3 3,1 3,3 –1,2 8,9 3,9

2002 3,0 –4,8 3,5 0,4 0,7 –4,3 5,5 4,1

2003 4,0 –0,4 4,3 0,4 0,1 5,8 6,2 5,2

2004 3,9 –0,2 4,1 0,3 0,3 0,0 7,2 4,7

2005 5,6 1,2 5,8 2,1 2,1 1,8 4,6 7,1

2006 4,1 -5,7 4,6 0,4 -0,2 10,8 7,9 5,1



Cuadro 1.1.3. Población ocupada. Tasas de variación anual por sectores (%)


gas y agua con una ganancia en 2006 en torno a las

18.000 personas. Por último, en el sector manufacture-

ro se aprecia un moderado aumento de población ocu-

pada de 195.000 ocupados en el período 2000-2005,

mientras que en 2006 se produce una disminución de

6.000 ocupados.

El gráfico 1.1.7 muestra la distribución porcentual de la

población ocupada por sectores de actividad en 2006,

poniéndose de manifiesto que el sector servicios da ocu-

pación a un 65,7% de la población ocupada, seguido a

gran distancia por el sector manufacturero con el 15,7%

y por la construcción con el 12,9%.

23

Elec

tric

idad

ServiciosConstrucciónIndustriaAgrarioTotal

2000 2001 2002 2003 2004 2005

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2006

Gráfico 1.1.6. Población ocupada por sectores



Extrac., electr., gas y agua0,9%

Manufacturera (1)15,7%

Agrario4,8%

Construcción12,9%

Servicios65,7%

Gráfico 1.1.7. Distribución porcentual de población ocupada por sectores año 2006




El sector agrario y el sector extractivo, eléctrico, gas y

agua representan un porcentaje muy bajo en términos de

ocupación en la economía española, ya que el primero

va perdiendo cada vez más ocupados, tanto en términos

absolutos como relativos (con excepción de 2000 y

2005), y el segundo mantiene una ocupación estable a lo

largo del período, del orden de 165.000 empleados, con

un aumento significativo de 18.000 personas en 2006.

1.1.3. Evolución de los sectores productivos

de la economía y la participación en el

sector eléctrico

De acuerdo con las estadísticas de energía eléctrica del

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio correspon-

dientes a 2004 (último año publicado), alrededor del

72,33% de la energía eléctrica distribuida en este año

fue consumida por los sectores productivos de la econo-

mía, porcentaje que se mantiene estable desde 1998. Los

principales demandantes de energía eléctrica como input

en sus correspondientes procesos productivos fueron las

actividades relacionadas con la industria y los servicios

destinados a la venta, que concentraron el 55,06% y el

28,62%, respectivamente, del total de la energía eléctri-

ca distribuida. Así, se ve que la evolución de la deman-

da de electricidad está muy vinculada a los movimientos

registrados por estos dos sectores.

El gráfico 1.1.9 y el cuadro 1.1.4 muestran la estructura

de la demanda de electricidad en los sectores productivos

de la economía española en 2004. Se observa que, si bien

un 66,61% de los clientes totales pertenecen a la rama de

servicios destinados a la venta, el grueso del consumo

eléctrico, un 55,06%, se registra en las ramas industria-

les, entre las cuales la siderurgia y fundición, la petroquí-

mica y la química, la metalurgia no férrea y la alimenta-

ción, bebidas y tabaco fueron las que participaron en

mayor medida en el consumo de electricidad.

El 40,44% de la demanda de electricidad de las activida-

des productivas se genera en los sectores de servicios

tanto no destinados como destinados a la venta, que, a su

vez, representan el 80,76% de los clientes totales.

Dentro de éstos la hostelería y el comercio y servicios

24

Elec

tric

idad

Total Agrario Manufacturas (1) Extrac., electr., gas y agua ServiciosConstrucción

-8,0

-6,0

-4,0

-2,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

2006

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 1.1.8. Tasa de variación anual en porcentaje por sectores




suponen el 66,2% de los clientes y el 26,32% de la

demanda de electricidad.

El cuadro 1.1.4 muestra que los mayores consumos per

cápita se dan en la industria pesada y en la energética.

En estos sectores operan un número muy pequeño de

empresas, que, además, suelen autoabastecerse parcial-

mente de electricidad. Un destacado ejemplo es el del

sector de las refinerías de petróleo con un consumo total

de 3,05 GWh, un 10,6% más de consumo que en 2003 y

con 188 empresas frente a las 191 del período anterior

(ha pasado de 14.453 MWh de media en el período ante-

rior a 16.242 MWh de media en 2004).

El sector de la construcción y de servicios destinados

a la venta tienen el consumo per cápita más bajo, sien-

do de 12,3 y 20,8 MWh, respectivamente, por debajo

incluso del promedio de todos los sectores, que se

encuentra en 48,4 MWh. En estas ramas, el número de

empresas es mucho más elevado, por lo que su consu-

mo se encuentra mucho más disperso que en los secto-

res industriales.

25

Elec

tric

idad

Construcción5%

Industria7%

Agricultura7%

Serviciosdestinadosa la venta

67%

Servicios nodestinadosa la venta

14%

Estructura de clientes de electricidad por ramas de actividad en el año 2004

Construcción1%

Industria55%

Agricultura3%

Serviciosdestinadosa la venta

29%

Servicios nodestinadosa la venta

12%

Estructura de consumo de electricidad por ramas de actividad en el año 2004

Gráfico 1.1.9. Clientes y energía por rama de actividad

Fuente: Estadística de Energía Eléctrica, Ministerio de Ciencia y Tecnología (año 2004).


26

Elec

tric

idad

Clientes Energía

% sobre total % sobre total Energía porclientes sectores consumo sectores cliente

Número productivos MWh productivos (MWh)

Agricultura 254.391 6,98 5.575.732 3,16 21,91. Agricultura, Ganadería, Silvicultura,

Caza y Pesca 254.391 6,98 5.575.732 3,16 21,9Industria 254.606 6,99 97.018.122 55,06 381,12. Extracción y aglomeración de carbones 576 0,02 739.750 0,42 1.284,33. Extracción de petróleo y gas 310 0,01 66.679 0,04 215,14. Combustibles nucleares y otras energías 102 0,00 19.339 0,01 189,65. Coquerías 16 0,00 13.799 0,01 862,46. Refinerías de petróleo 188 0,01 3.053.420 1,73 16.241,67. Producción y distribución energía eléctrica 4.796 0,13 1.135.753 0,64 236,88. Fábricas de gas-distribución de gas 1.395 0,04 394.882 0,22 283,19. Minas y canteras (no energéticas) 2.289 0,06 1.394.381 0,79 609,2

10. Siderurgia y fundición 5.065 0,14 16.432.829 9,33 3.244,411. Metalurgia no férrea 3.378 0,09 9.188.019 5,21 2.720,012. Industria del vidrio 1.246 0,03 1.544.258 0,88 1.239,413. Cementos, cales y yesos 1.022 0,03 4.785.406 2,72 4.682,414. Otros materiales de la construcción

(loza, porcelana, refractarios, etc.) 13.166 0,36 5.566.245 3,16 422,815. Química y petroquímica 5.860 0,16 11.968.068 6,79 2.042,316. Máquinas y transformados metálicos 49.097 1,35 6.557.845 3,72 133,617. Construcción y reparación naval 681 0,02 236.066 0,13 346,618. Construcción de automóviles y bicicletas 2.469 0,07 3.338.504 1,89 1.352,219. Construcción de otros medios de transporte 342 0,01 366.564 0,21 1.071,820. Alimentación, bebidas y tabaco 55.654 1,53 10.298.086 5,84 185,021. Ind. textil, confección, cuero y calzado 29.164 0,80 3.837.721 2,18 131,622. Ind. de madera y corcho

(excepto fabricación de muebles) 30.143 0,83 2.323.812 1,32 77,123. Pastas papeleras, papel, cartón, manipulados 2.807 0,08 5.805.367 3,29 2.068,224. Artes gráficas y edición 12.761 0,35 1.237.267 0,70 97,025. Ind. caucho, materias plásticas

y otras no especificadas 32.079 0,88 6.714.062 3,81 209,3Construcción 191.774 5,26 2.364.392 1,34 12,326. Construcción y obras públicas 191.774 5,26 2.364.392 1,34 12,3Servicios destinados a la venta 2.426.476 66,61 50.424.934 28,62 20,827. Transportes por ferrocarriles 2.377 0,07 2.746.589 1,56 1.155,528. Otras empresas de transporte 12.879 0,35 1.286.745 0,73 99,929. Hostelería 361.927 9,94 12.093.750 6,86 33,430. Comercio y servicios 2.049.293 56,26 34.297.850 19,46 16,7Servicios no destinados a la venta 515.429 14,15 20.833.190 11,82 40,431. Administración y otros servicios públicos 436.944 12,00 18.273.427 10,37 41,832. Alumbrado público 78.485 2,15 2.559.763 1,45 32,6Total 3.642.676 100,0 176.216.370 100,0 48,4

(*) Incluye servicio público y autoproducción.

Fuente: Estadística de Energía Eléctrica, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (año 2004).

Cuadro 1.1.4. Energía eléctrica distribuida por sectores económicos (*). Año 2004


1.1.4. Participación de la factura eléctrica en

el gasto total de los hogares

Aunque no hay tarifas que, en sentido estricto, puedan

considerarse de uso doméstico, las tarifas 2.0, 2.0 noc-

turna (2.0N), y 1.0 son las opciones tarifarias general-

mente aplicadas a las economías domésticas. No obstan-

te, en la facturación de estas tarifas se incluyen consu-

mos eléctricos de usos distintos al doméstico, tales

como el de los pequeños comercios y oficinas.

Considerando que la factura eléctrica de las tarifas 2.0,

2.0N y 1.0 es un buen indicador del gasto doméstico en

electricidad, el Gráfico 1.1.10 presenta la evolución,

durante los diez últimos años, de los importes facturados

en estas tarifas.

Cabe destacar que desde el 1 de enero de 2003 los con-

sumidores domésticos pueden elegir suministrador e

incluso irse al mercado por lo que, a partir de dicha

fecha, existe un segmento de clientes, cada vez más

importante, que no están sujetos a tarifa integral, como

se pone de manifiesto en el gráfico 1.1.10 en el último

año. En 2004, 2005 y 2006 se estima que el porcentaje

de la energía consumida en el mercado liberalizado con

respecto al mercado total es del 2,6%, 8,3% y 9%, res-

pectivamente.

En 2006, la evolución conjunta de estas tres tarifas eléc-

tricas en el mercado regulado, como indicador del gasto

doméstico en electricidad, muestra un aumento (8,7%)

respecto al año anterior. Por tarifas, mientras que en la

tarifa 2.0 aumenta la facturación en un 9,03%, en la tari-

fa 1.0 aumenta un 2,28% y en la tarifa 2.0N lo hace en

un 5,65%.

La tarifa doméstica que más contribuye a la recaudación

por facturación es la tarifa 2.0 con el 90,2% del total de

facturación eléctrica de los hogares (7.117 millones de

euros), seguida de la tarifa 2.0 N con un 9,8% y, por últi-

mo, de la tarifa 1.0 con un 0,06%.

La evolución del gasto total de los hogares ha sido cre-

ciente, pasando de 191.538 millones de euros en 1996 a

27

Elec

tric

idad

Gasto total de los hogares Facturación eléctrica hogares

7.700

7.200

6.700

6.200

5.700

5.200

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

329.589

7.250

6.410

5.6975.6465.546

5.4225.5705.481

304.968290.052276.621

252.685228.035

211.185201.401191.538

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

6.947

363.020

7.248

Gráfico 1.1.10. La factura eléctrica y el gasto total de los hogares (precios corrientes en millones de euros)

Fuentes: INE y CNE.


363.020 millones de euros en 20055. Esto supone una

tasa media acumulativa del 7,36% en la última década.

Sin embargo, la factura eléctrica de las tarifas anterior-

mente señaladas ha evolucionado de modo más lento: la

tasa media acumulativa para los diez últimos años ha

sido de 3,15% (facturación de 5.481 millones de euros

en 1996 y 7.248 millones de euros en 2005).

La explicación del ligero descenso en la facturación de

estas tres tarifas eléctricas en 2005 es que existe ya un

segmento de clientes domésticos que estaban incluidos

hasta 2003 en régimen de tarifa y ahora están en merca-

do. Por tanto, la facturación global de estas tres tarifas

ya no integra a todos los clientes domésticos.

1.1.5. Participación de la electricidad en el

balance energético

En el gráfico 1.1.11 está representada la evolución

del consumo de energía final para el período 1993-

2006, según las Estadísticas y Balances Energéticos

del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

(MITyC), medida en kilotoneladas equivalentes de

petróleo (Ktep). Durante 2006, la energía eléctrica

utilizada como energía final representó el 20,08%

del total de la energía consumida en términos físi-

cos. Las otras energías finales consumidas fueron

los productos petrolíferos (un 57,02%), el gas (un

15,55%) y el carbón (un 2,12%). En 2006, la estadís-

28

Elec

tric

idad

Carbón Productos petrolíferos Gas Electricidad Energías renovables

Ktep

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 1.1.11. Evolución del consumo de energía final

Nota: No incluye la estadística el consumo de energía final a través de energías renovables en 2006.

Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio/Estadísticas y Balances Energéticos.

5 Durante 10 años el Instituto Nacional de Estadística ha publicado la Encuesta Continua de Presupuestos Familiares (ECPF) en dondese recogen el gasto que los hogares residentes en España realizaban en los diferentes bienes y servicios destinados al consumo. El INEha implantado en 2006 una nueva Encuesta de Presupuestos Familiares (EPF) que sustituye a la ECPF. Los primeros resultados de estaencuesta está previsto que se publiquen en diciembre 2007 por lo que los datos de 2005 son los últimos disponibles.


tica elaborada por el MITyC no incluye las energías

renovables6.

Entre las fuentes energéticas habitualmente empleadas,

el gas ha sido el que ha mostrado un mayor aumento,

pasando de 5.131 Ktep en 1993 a 18.119 Ktep en 2005,

representando una tasa de crecimiento del 5,3% en

2005. En 2006, esta fuente de energía desciende un

8,21% (hasta los 16.631 Ktep), rompiendo una trayecto-

ria creciente de 13 años. La electricidad es la segunda

energía final con mayor ritmo de crecimiento, registran-

do en 2006 un aumento del 2,91%. Los productos petro-

líferos registraron, por primera vez, un descenso de

1,31% en 2006. El carbón registra una fuerte caída de un

6,48% frente a la estabilidad mostrada en 2005.

El consumo de energías renovables se mantiene estable a

lo largo de estos últimos trece años, siendo 2004 el año de

despegue en las energías renovables. En 1995 el consumo

desciende bruscamente en un 5,45% y a partir de ese año

se mantiene en niveles superiores a los 3.500 Ktep. En

2005 su tasa de crecimiento ha descendido considerable-

mente, ya que en 2004 creció cerca del 9% mientras que

en 2005 se ha situado en un 0,4%, dos décimas por enci-

ma de la tasa media acumulativa registrada para el perío-

do 1993-2005.

El carbón mantiene una tendencia decreciente, reducién-

dose su consumo entre 1993 y 2006 a una tasa media

anual de un 2,5%, destacando, no obstante, que en 1998

se rompió esa tendencia, ya que, respecto a 1997, expe-

rimentó un crecimiento superior a un 9%. Desde 2000

hasta 2005 el consumo de carbón ha registrado tasas de

variación negativas, registrándose en 1995 la tasa más

negativa, con un descenso del 9,2% con respecto al año

anterior. En 2006, el carbón continúa con su trayectoria

decreciente, registrando por primera vez, un valor por

debajo de los 2.300 Ktep.

La evolución del consumo total de energía final es cre-

ciente durante todo el período analizado (1993-2005).

En 2006 el consumo total de energía final es menor al de

2005, ya que no hay datos sobre las energías renovables,

si bien es cierto que para obtener un crecimiento del

consumo total de energía final en 2006 respecto al año

anterior, las energías renovables han debido crecer por

encima de los 5.600 ktep. Desde 2003, aunque la tasa de

variación del consumo de energía final es positiva en

todo el período analizado, se observa un descenso en el

ritmo de crecimiento.

Esta evolución del balance energético ha permitido que

tanto la electricidad como el gas hayan ganado posicio-

nes en detrimento del resto de energías finales. Esto se

comprueba porque, en 2006, las dos fuentes energéticas

que mayor peso relativo tienen en el consumo nacional

de energía final, después del petróleo, son la electricidad

y el gas con un 20,08% y un 15,55%, respectivamente

(frente a pesos en 2005 de 19,51 y 16,94% respectiva-

mente), seguidas de las energías renovables con un peso

de un 3,5% en 2005 y el carbón con un peso de un

2,12% (2,27% en 2005).

Utilizando los datos del gráfico 1.1.11, medidos en Ktep,

se observa que en 2006, la electricidad se utilizó 1,3

veces más que el gas y 9,5 veces más que el carbón. El

petróleo es la energía final más empleada en España,

representando su consumo 2,8 veces el de la electricidad.

La evolución del consumo final de energía durante estos

catorce años analizados es claramente favorable para el

gas y la electricidad, que crecen a tasas medias acumu-

lativas del 9,5% y del 4,9% respectivamente, por encima

del crecimiento del consumo total de energía (3,3%).

29

Elec

tric

idad

6 En 2006, los pesos relativos que representan cada una de lasfuentes de energía en el consumo final son mayores, ya que noincluyen las energías renovables.


Los productos petrolíferos, las energías renovables7 y el

carbón presentan tasas medias acumulativas de 2,7%,

0,2% y -2,5% respectivamente.

1.2. El sector eléctrico y la inversión

El gráfico 1.2.1 presenta, para el período 1995-2006, la

evolución de la inversión (gasto en adquisición de inmo-

vilizado material e inmaterial), realizada por los princi-

pales grupos empresariales eléctricos, y de la Formación

Bruta de Capital Fijo (FBCF) total de la economía.

La participación porcentual del sector eléctrico en la

FBCF ha tenido varios períodos. Entre 1995 y 1998 se

observa una tendencia decreciente, pasando de un 2,3%

en 1995 al 1,5% en 1998. A partir de entonces hay un

punto de inflexión, desde una participación del 2,5% en

1999 hasta el 5,1% en 2001, para de nuevo volver a una

trayectoria decreciente, registrando un 2,8% en 2004. En

2005 cambia la tendencia decreciente que registraba en

los tres años anteriores con un aumento de 4 décimas

respecto al ejercicio anterior. En 2006, la participación

desciende nuevamente al 2,9%.

Las inversiones en inmovilizado material e inmaterial

realizadas en 2006 por los principales grupos eléctricos

ascienden a 8.711 millones de euros, un aumento de un

3,4% frente a la variación significativa del 27,6% del

año anterior.

En valores absolutos, la FBCF de la economía española

ha pasado de 96.250 millones de euros en 1995 a

295.564 millones de euros en 2006, un crecimiento de

199.314 millones de euros, lo que supone una tasa de

crecimiento media acumulativa para el período analiza-

do de un 10,74%.

Por su parte, la inversión en inmovilizado del sector

eléctrico ha pasado de 2.246 millones de euros en 1995

a 8.711 millones de euros en 2006, lo que supone una

tasa de crecimiento media acumulativa para el período

de un 13,11%, ritmo de crecimiento en términos relati-

vos más acelerado que el de la FBCF.

30

Elec

tric

idad

Mill

ones

de

euro

s

FBCF total economía (escala izquierda) Inversión sector eléctrico (escala izquierda) Inversión sector/FBCF (%) (escala derecha)

109.992124.333

142.462

176.507191.004

211.334

235.683

265.387

295.564

162.806

101.46396.250

2.246 2.250 1.971 1.811 3.520 6.625 8.986 6.932 6.785 8.7118.4266.604

5,1%

2,9%

2,3%3,2%

4,1%

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

175.000

200.000

225.000

250.000

275.000

300.000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

1,8%

2,2%

1,5%

2,5%

3,6%

3,2%

2,8%

Gráfico 1.2.1. Evolución de la FBCF de la economía y de la inversión de los principales grupos eléctricos,

a precios constantes, y participación porcentual de la inversión de ese sector en la FBCF

Fuentes: INE, Memoria estadística UNESA y Memorias consolidadas.

7 Tasa media acumulativa para el período 1993-2005.


Las empresas integradas en UNESA han centrado sus

inversiones fundamentalmente en la construcción de

nuevas centrales de ciclo combinado y en instalaciones

que utilizan fuentes de energía renovables, sobre todo

parques eólicos. En 2006, la inversión en activos mate-

riales de las empresas asociadas a UNESA se cuantifi-

ca en 5.670 millones de euros, un 16% más que en el

año 2005. El 59% de las inversiones, 3.320 millones de

euros, se han dedicado a la ampliación del parque

generador y el resto, 2.350 millones de euros, han sido

destinados a la mejora y ampliación de las redes de dis-

tribución.

Estas cifras responden, exclusivamente, a las actividades

eléctricas nacionales y se refieren en todos los casos a

inversiones en inmovilizado material realizadas entre el

1 de enero y el 31 de diciembre de 2006, incluyendo las

realizadas por las empresas de UNESA en el régimen

especial; por el contrario, no se computan aquí otras

inversiones realizadas por las empresas en actividades

no eléctricas, ni en el extranjero.

Las previsiones de inversión recogidas en los planes

estratégicos de las compañías eléctricas son aún más

exigentes que en años anteriores. Las empresas asocia-

das en UNESA prevén invertir más de 24.000 millones

de euros en activos eléctricos situados en España para

los próximos cinco años.

En el gráfico 1.2.2 se observa la evolución de las tasas

de variación, respecto al año anterior, de la FBCF en la

economía nacional así como de la variación de la inver-

sión de inmovilizado en el sector eléctrico.

En dicho gráfico se muestra cómo desde 1999 hasta

2001 la tasa de variación de la inversión en el sector

eléctrico resultó notoriamente más alta que la tasa de

variación de la FBCF en la economía nacional. Sin

embargo, de 2001 a 2004 esta fue inferior, volviendo a

cambiar en 2005, año en el que ambas tasas de varia-

ción son positivas. En 2006, ambas tasas de variación

son positivas pero la FBCF crece a un ritmo 3,3 veces

superior.

1.3. El sector eléctrico y el sector exterior

El cuadro 1.3.1 muestra las importaciones y exportacio-

nes de electricidad de 1995 a 2006, en relación con el

31

Elec

tric

idad

120

100

80

60

40

20

0

–20

–40

%

Tasa de variación de la FBCF en la economía nacional Tasa de variación de la inversión en el sector eléctrico

96/95 97/96 98/97 99/98 00/99 01/00 02/01 03/02 04/03 05/04 06/05

14,6 14,38,4 8,2 11,4

-8,1

88,2

35,6

-22,9

-2,7

27,6

3,4

0,2

8,45,4 13,0

-12,4

94,4

-2,110,6 11,5 12,6

Gráfico 1.2.2. Tasas de variación de la FBCF en el total de la economía, y de la inversión en el sector eléctrico

Fuentes: INE, Memoria estadística UNESA y Memorias consolidadas.

%


comercio exterior energético y el comercio total de bie-

nes. Se observa la escasa participación del saldo de elec-

tricidad en el conjunto de bienes intercambiados con el

resto del mundo (1,30 por mil sobre las exportaciones y

el 1,03 por mil de las importaciones, en 2006). Las

exportaciones totales han aumentado un 9,6% en 2006 y

las importaciones aumentaron un 11,4%.

Las importaciones totales alcanzaron 259.559 millones

de euros. El déficit comercial alcanza 89.687 millones

de euros en 2006.

Como es conocido, en España destaca el alto nivel de las

importaciones energéticas en relación a las exportacio-

nes energéticas. Las importaciones energéticas españo-

las han registrado en 2006 un aumento significativo de

un 23,8% y las exportaciones energéticas de un 17,0%.

Las importaciones energéticas alcanzaron 40.508 millo-

nes de euros en 2006. La diferencia entre importaciones

y exportaciones energéticas alcanzó 32.627 millones de

euros en 2006.

Respecto a los intercambios exteriores de energía, la

electricidad supuso un 6,63 y un 27,92 por mil de las

importaciones y exportaciones energéticas, respectiva-

mente. En 2006, las exportaciones de electricidad han

descendido un 47,29% con respecto al ejercicio anterior.

Las importaciones han disminuido también a una tasa

elevada un 42,66% en 2006. Durante el período 1995-

2005, y salvo para los años 1997 y 1998, las tasas de cre-

cimiento de las importaciones de electricidad, han sido

positivas. Esta tendencia se rompió en 2006, con una

fuerte caída, situándose en niveles semejantes a 2003.

Las exportaciones han registrado tasas de crecimiento

positivas y con crecimientos importantes a excepción de

1998, 2001 y, este año 2006, con una fuerte caída, hasta

32

Elec

tric

idad

Importaciones a precios corrientes Exportaciones a precios corrientes

Electricidad Electricidad Electricidad ElectricidadAño Total Total Tasas sobre total sobre total Total Total Tasas sobre total sobre total

Total sector electricidad de variación importaciones energético Total sector electricidad de variación exportaciones energéticoenergético (%) (‰) (‰) energético (%) (‰) (‰)

1995 87.142 7.274 129 — 1,48 17,79 69.962 1.463 20 — 0,29 13,91

1996 94.179 8.763 161 24,36 1,71 18,36 78.212 1.914 55 168,30 0,70 28,53

1997 109.469 9.785 95 –41,05 0,87 9,69 93.419 2.341 112 104,91 1,20 47,79

1998 122.856 7.832 90 –5,14 0,75 11,49 99.850 2.060 34 –69,80 0,35 16,40

1999 139.094 9.949 103 13,94 0,75 10,30 104.789 2.297 53 57,98 0,52 23,24

2000 169.468 20.433 117 13,87 0,70 5,71 124.177 4.573 114 114,37 0,93 25,02

2001 173.210 19.387 208 78,19 1,21 10,85 129.771 3.763 106 –7,37 0,82 28,25

2002 175.268 18.968 239 14,90 1,38 12,75 133.268 3.474 108 1,89 0,83 34,82

2003 185.114 19.185 258 7,99 1,39 13,45 138.119 4.219 246 127,78 1,78 58,30

2004 208.411 23.337 364 40,95 1,75 15,59 146.925 5.562 512 107,95 3,48 91,98

2005 232.955 32.717 468 28,67 2,01 14,31 155.005 6.737 417 –18,41 2,69 61,96

2006(p) 259.559 40.508 268 -42,66 1,03 6,63 169.872 7.881 220 -47,29 1,30 27,92

(p) Datos provisionales

Fuente: Departamento de Aduanas (Estadísticas de comercio exterior).

Cuadro 1.3.1. Evolución de las importaciones y exportaciones totales y de electricidad (millones de euros)


niveles que supusieron prácticamente el 50% del impor-

te registrado en 2005.

En los gráficos 1.3.1 y 1.3.2, se representa la distribu-

ción de las importaciones y exportaciones de energía

eléctrica de España en 2006 por países.

En 2006, España importó energía eléctrica principalmen-

te de Francia en un 55% mientras que el año anterior fue

Portugal el país del que España importó más electricidad

(un 54%); las exportaciones de energía eléctrica se reali-

zaron principalmente a dos países: Marruecos con un

36% y Portugal con un 25%. En 2005 el principal país al

que se exportó fue a Portugal con el 76%.

1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico

El año 2006, año del 175º aniversario de la Bolsa espa-

ñola, ha vuelto a ser, por cuarta vez consecutiva, un año

de resultados bursátiles positivos y el más brillante de la

Bolsa española. El dinamismo y la pujanza de la bolsa

española ha sido un elemento clave de la actividad eco-

nómica. El indicador de referencia del mercado de valo-

res español, el IBEX 35, se ha revalorizado un 31% entre

el 2 de enero y 29 de diciembre de 2006. Pero el índice

tuvo un punto de inflexión importante a mediados del

año. El alza en los precios del petróleo y la preocupación

por la inflación han seguido amenazando las perspectivas

de crecimiento de los países y las Bolsas no han sido aje-

nas a ello. Las Autoridades Monetarias de las dos princi-

pales economías, EE.UU. y el Área Euro, han actuado

subiendo los tipos de interés a corto plazo, consolidando

la tendencia alcista de 2005. Mientras la Reserva Federal

había elevado en varias ocasiones el tipo de interés de

intervención, en 2005 es el Banco Central Europeo el que

aumenta más número de veces el tipo de interés de inter-

vención: 5 subidas en 2006, un total de 1,25 puntos por-

centuales, dejando el tipo de interés en el 3,5%, el nivel

del año 2001. La Reserva Federal subió los tipos 4 veces,

en total un punto porcentual, dejando el tipo de interés de

intervención en el 5,25%. La disminución de los precios

del petróleo y de la inflación prevista, así como los resul-

tados empresariales positivos, hicieron que la Bolsa recu-

perará tasas de crecimiento positivas.

La rentabilidad de la Bolsa española ha superado

ampliamente los resultados de otras Bolsas. Así, citando

algunos de los índices bursátiles más importantes, de

33

Elec

tric

idad

Francia7,9%

Portugal24,6%

Marruecos35,9%

Suiza20,4%

Otros6,6%

Andorra4,6%

Francia53,0%

Otros12,1% Suiza

23,1%Portugal

11,8%

Gráfico 1.3.1. Distribución de la importación de

energía eléctrica de España en 2006

Gráfico 1.3.2. Distribución de la exportación de

energía eléctrica de España en 2006

Fuente: Departamento de Aduanas (Estadísticas de comercio exterior).


enero a noviembre el índice Dow-Jones obtuvo una ren-

tabilidad del 14,04%, el índice japonés Nikkei, del

1,01%, el índice alemán Dax del 16,66% y el índice

francés CAC-40 del 12,98%. El indicador promedio

europeo, Eurostoxx obtuvo una rentabilidad del 11,41%,

mientras que el Índice General de la Bolsa de Madrid

hasta noviembre crecía un 31,57%. Según el Informe de

Mercado 2006 de la Bolsa española8, en el que está

basado este informe, este crecimiento diferencial certifi-

ca la realidad de calidad superior de las empresas espa-

ñolas y sus proyectos de negocio a lo largo del tiempo,

lo que tiene su reflejo en las tasas de crecimiento de las

cotizaciones bursátiles a largo plazo.

El aumento del volumen de contratación de la bolsa

española ha vuelto a ser, de nuevo, uno de los aspectos

más relevantes del año. Este alcanzó en noviembre de

2006 los 1.035.542 millones de euros negociados en el

Sistema Electrónico (SIBE), y repite por cuarto año con-

secutivo un crecimiento superior al 25%. El crecimiento

de la contratación electrónica en la Bolsa española en

los cuatro años alcistas supera a los principales merca-

dos europeos (la Bolsa de Londres, las Bolsas nórdicas,

Euronext, la Bolsa alemana y la Bolsa italiana).

La capitalización en el mercado también ha marcado

máximos, 1.093.264 millones de euros, en parte gracias

al mantenimiento de la confianza de los inversores.

El rendimiento total para el accionista, medido por el

índice IBEX con dividendos, alcanza el 35% hasta

noviembre. Ya son cuatro años de rendimientos importan-

tes, que mejoran los de las principales bolsas del mundo.

En 2006, las salidas a Bolsa han batido su récord histó-

rico. En los once primeros meses, diez empresas han

salido a Bolsa. El volumen efectivo de las colocaciones

de acciones de las nuevas empresas alcanzó los 3.104

millones de euros. Por volumen colocado, la mayor OPV

fue la de Bolsas y Mercados Españoles (BME) y por

número destacan las compañías inmobiliarias.

Por su parte, la deuda corporativa ha vuelto a registrar en

2006 niveles sin precedentes, superando así a las ya ele-

vadas cifras de años anteriores. Entre enero y diciembre

se negociaron 900.201 millones de euros de deuda cor-

porativa, mostrándose una vez más como una de las prin-

cipales fuentes de financiación de la economía privada.

Las adquisiciones realizadas por algunas9 constructoras

en el sector energético han tenido un papel muy relevan-

te en 2006. Acciona comenzó en septiembre con la com-

pra del 10% de Endesa, y en noviembre tenía un

19,63%. Sacyr Vallehermoso adquiere a comienzos de

octubre el 10% de Repsol YPF y se convierte en el

segundo accionista tras la Caixa. Ésta pretende elevar su

participación hasta el 20% en el capital de la petrolera.

ACS en septiembre formuló una orden de compra del

10% de Iberdrola y solicitó que se levantase la limita-

ción del 3% de sus derechos políticos en Iberdrola, limi-

tación que existía dadas sus participaciones significati-

vas en 2 operadores principales, Iberdrola y Unión

Fenosa. En 2006, ACS, S.A. había lanzado una OPA

sobre un 10% adicional (ya disponía del 24,51%) de

Unión Fenosa por 30.457.933 títulos, operación que

finalizó de manera exitosa el 1 de marzo de 2006.

Tras la OPA lanzada el 5 de septiembre de 2005 por Gas

Natural sobre el total del capital de Endesa a 21,30 euros

por acción, lo que suponía valorarla en 22.549 millones de

euros, el 21 de febrero de 2006 se produjo la contraopa de

E-ON a 27,50 euros por acción de Endesa, en efectivo, lo

34

Elec

tric

idad

8 Informe de Mercado 2006. Bolsas y Mercados Españoles.9 Otras empresas constructoras como FCC, Ferrovial, OHL han centrado sus inversiones, también cuantiosas, en otros negocios.


que suponía valorarla en 29.100 millones de euros, condi-

cionada a la adquisición de al menos el 50,01% del capi-

tal. La operación fue autorizada por la CNE, sujeta a con-

diciones, algunas de ellas anuladas posteriormente por el

Gobierno. En septiembre de 2006 E.ON subió su oferta

por Endesa a 34,5 euros por acción. En febrero de 2007,

Gas Natural retiró su OPA sobre Endesa. E.On volvió a

mejorar su oferta por Endesa en el primer trimestre de

2007. Tras el fracaso de la OPA de E.ON, ENEL y Acciona

han lanzado una OPA conjunta, que ha sido aprobada

recientemente con condiciones por la CNE.

Para situar las OPAS que han afectado a las compañías

eléctricas en el conjunto de operaciones españolas reali-

zadas, cabe indicar que de enero a noviembre de 2006 han

sido autorizadas veinte OPAS con un equivalente moneta-

rio de 100.500 millones de euros. Las que han finalizado

de forma positiva han supuesto 39.464 Millones de euros.

Las ampliaciones de capital se elevan a 26.663 Millones

de euros. A ello hay que añadir las compras de participa-

ciones en otras empresas que han realizado las empresas

cotizadas. En la mitad de las 50 mayores operaciones de

fusiones y adquisiciones llevadas a cabo en Europa a

largo plazo están implicadas sociedades españolas. Entre

las OPAS presentadas en los once primeros meses de

2006, destaca por su importe la contraopa de E.On sobre

Endesa, un proceso que a 31 de diciembre de 2006 aún no

había finalizado, con un importe de títulos demandados

de 1.058.752 millones de euros, y la OPA de Mittal Steel

Company NV sobre Arcerlor por 639.774.327 títulos, que

culminó en agosto de 2006.

La evolución bursátil de 2006 refleja, al igual que la de

2005, la consolidación y solidez del proceso de recupe-

ración experimentado por las empresas, proceso que se

inició en 2003 tras superar los resultados negativos de

2002. Estos favorables resultados han llevado a que el

Índice General de la Bolsa de Madrid (IGBM) había cre-

cido hasta noviembre de 2006 un 31,57%.

Por su parte, el IBEX-35 cerró el ejercicio 2006 en los

14.146,5 puntos, lo que supuso una revalorización del

31,79%.

En el cuadro 1.4.1 están representadas las cotizaciones

de los principales grupos eléctricos en la Bolsa de

Madrid a 31 de diciembre para el período 1990-2006,

salvo el caso de REE, que empezó a cotizar en bolsa en

el año 1999, y de HIDROCANTÁBRICO, que dejó de

cotizar en junio de 2002.

El cuadro 1.4.2 y el gráfico 1.4.1, recogen las tasas de

variación interanual de La cotización en la Bolsa de

Madrid de los cinco grupos eléctricos más importantes.

35

Elec

tric

idad

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Endesa (*) 3,26 4,36 5,57 10,22 8,05 10,33 13,88 16,26 22,60 19,71 18,15 17,57 11,15 15,25 17,29 22,22 35,83

Iberdrola 4,03 4,27 4,06 6,16 4,88 6,67 11,06 12,05 15,96 13,76 13,35 14,62 13,35 15,67 18,70 23,09 33,12

Unión Fenosa 3,16 3,44 2,52 3,61 3,29 4,39 8,38 8,77 14,75 17,34 19,55 18,18 12,55 14,89 19,35 31,43 37,50

Hidrocantábrico (**) 8,52 10,88 11,72 26,14 21,64 25,24 29,78 13,38 15,75 13,98 19,9 26,5 — — — — —

REE 6,00 10,05 10,45 9,64 13,00 16,50 26,16 32,49

(*) Datos homogeneizados al desdoblamiento del nominal de la acción realizado el 24 de julio de 1997 (4 x 1).(**) Hidrocantábrico en la segunda mitad de 2002 deja de cotizar en Bolsa.

Fuente: Bolsa de Madrid e informes anuales.

Cuadro 1.4.1. Cotizaciones de los principales grupos eléctricos (31 de diciembre de cada año en euros)


En 2006 todos los principales grupos empresariales

eléctricos analizados en el cuadro 1.4.2 presentan tasas

de variación positivas, de dos dígitos, siguiendo así con

la recuperación iniciada en 2003. ENDESA, junto con

IBERDROLA, han sido las empresas eléctricas que

mayor crecimiento en su cotización han experimentado,

con un 61,25% y un 43,44% respectivamente. ENDESA

es la empresa eléctrica que, a cierre de 2006, presenta la

cotización más elevada de los cuatro grupos eléctricos,

con 61,25 euros por acción.

Con base 31 de diciembre de 2004, aparecieron nuevos

subíndices sectoriales del IGBM, y desaparecieron los

que existían con anterioridad a esta fecha.

En el gráfico 1.4.2 y el cuadro 1.4.3 se muestra la evo-

lución de algunos de los subíndices sectoriales más

importantes desde su estreno. De especial relevancia es

la evolución de los subíndices de construcción, que a

finales de 2006 acabaron con una revalorización de un

61%. Por su parte, los subíndices relacionados con la

36

Elec

tric

idad

1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05

Endesa 34,36 17,10 39,01 –12,78 –7,91 –3,20 –36,54 36,77 13,38 28,51 61,25

Iberdrola 65,77 8,97 32,44 –13,77 –2,97 9,51 –8,69 17,38 19,34 23,48 43,44

Unión Fenosa 91,10 4,66 68,10 17,52 12,74 –7,01 –30,97 18,65 29,95 62,43 19,31

Hidrocantábrico 17,98 34,81 17,67 –11,22 42,34 33,17 — — — — —

REE — — — –22,88 67,50 3,98 -7,75 34,85 26,92 58,55 24,20

Notas: Datos al cierre de cada año.Para REE, la variación del año 1999 se refiere al período julio-diciembre, mes en el que empezó a cotizar.

Fuente: Bolsa de Madrid.

Cuadro 1.4.2. Variación interanual en porcentaje

Iberdrola Unión Fenosa Hidrocantábrico R.E.E.Endesa

%

-60,00

-40,00

-20,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05

Gráfico 1.4.1. Evolución de las tasas de variación de las cotizaciones de los principales grupos eléctricos

Fuente: Bolsa de Madrid.

%


energía –electricidad y gas, y petróleo–, finalizaron des-

pués de un período estable también por encima de sus

niveles de principios de 2006, con subidas del 42,5% y

del 14% respectivamente.

El gráfico 1.4.3 muestra la evolución de las cotizacio-

nes, al cierre diario desde enero de 2002 a diciembre de

2005, en la Bolsa de Madrid, de los cuatro principales

grupos eléctricos (ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN

FENOSA Y REE) que cotizan en la actualidad, junto al

IBEX-35.

El gráfico realiza una comparación de la evolución dia-

ria tomando como base 100 el 1 de enero de 2002.

Destaca la fuerte caída sufrida por todos los grupos y

por el IBEX-35 en 2002 y cómo todos los grupos, a

finales de 2005, ya han recuperado ampliamente los

niveles de inicio de enero de 2002.

En el gráfico 1.4.4, por su parte, se muestra la evolución

de los principales grupos energéticos cotizados (Endesa,

Iberdrola, Unión Fenosa, Gas Natural, Repsol y Cepsa) y

del IBEX 35, hasta diciembre de 2006, tomando como

punto de partida el 1 de enero de 1990 (base 100). En este

gráfico se puede observar la importante revalorización

experimentada por muchos de los valores desde 2002.

En el cuadro 1.4.4 están representadas las cotizaciones

de los cinco grupos empresariales eléctricos, ya citados,

además de Gas Natural, Repsol y Cepsa a cierre del ejer-

cicio. Entre 2002 y 2006 destaca los incrementos de

cotización de Endesa, Unión Fenosa, Red Eléctrica y

Cepsa que se han multiplicado por 3,2 por 3, por 3,4 y

3,4, respectivamente. En 2006 con respecto a 2005 des-

taca la fuerte revalorización de Endesa, un 61%, influen-

ciada por las ofertas de adquisición, y también resalta la

importante revalorización del 54% de Cepsa.

37

Elec

tric

idad

IGM BANCOSIGM QUÍMICASIGM TECNOLOGÍA-TELECOMUNICACIONESIGM CONSTRUCCIONES

IGM ELECTRICIDAD Y GASIGM ALIMENTACIÓN Y BEBIDASIGM PETRÓLEO

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D

29/05/07

Gráfico 1.4.2.

Fuente: Datastream.


38

Elec

tric

idad

Mar

.Ju

n.Se

pt.

Dic.

Mar

.Ju

n.Se

pt.

Dic.

Mar

.Ju

n.Se

pt.

Dic

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2005

2005

2005

2005

2006

2006

2006

2006

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506

/05

06/0

506

0531

/12/

04 -

31/

12/0

6

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os1.

013,

561.

038,

481.

159,

261.

191,

501.

341,

861.

266,

891.

408,

621.

517,

3632

,39

21,9

921

,51

27,3

523

,18

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truc

ción

1.12

0,33

1.38

7,34

1.60

8,43

1.54

0,48

1.93

3,57

1.83

82.

069,

132.

479,

9472

,59

32,4

828

,64

60,9

857

,48

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1.31

2,10

1.65

6,06

2.32

5,63

2.14

9,50

2.14

7,27

1.67

9,97

1.87

1,46

2.10

3,58

62,5

41,

44-1

9,53

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445

,04

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174,

521.

305,

161.

364,

861.

315,

081.

438,

501.

438,

911.

480,

421.

649,

6322

,48

10,2

58,

4725

,44

28,4

4

Petr

óleo

1.06

3,33

1.12

1,96

1.42

6,37

1.28

9,83

1.26

6,58

1.28

4,43

1.34

9,45

1.47

0,62

19,1

114

,48

-5,3

914

,02

21,2

7

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t. y

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1.04

5,01

1.16

1,11

1.25

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1.27

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1.45

0,17

1.81

5,53

1.82

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37,4

924

,90

44,2

842

,45

35,0

3

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2893

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27,8

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51

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1.05

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1.16

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1.28

7,25

1.25

2,61

1.40

9,08

1.55

4,93

29,4

518

,66

20,8

034

,49

27,3

3

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35

9.25

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9.78

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10.8

13,8

910

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,89

11.8

54,2

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12.9

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1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

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2004

2005

2006

Ende

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*)3,

264,

365,

5710

,22

8,05

10,3

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,88

16,2

622

,60

19,7

118

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17,5

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,15

15,2

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3,16

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——

——

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0,00

0,00

0,00

0,00

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0,00

0,00

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0,00

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18,7

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os)


39

Elec

tric

idad

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 060

200

400

600

800

1000

1200

IBEX 35IBERDROLAGAS NATURAL SDG UNIÓN FENOSA

ENDESA CEPSAREPSOL YPF

Gráfico 1.4.4.mparativa de los principales grupos energéticos con el Ibex Utilities (1990-2004)

Fuente: Datastream.Fuente: Datastream.

ENDESAIBERDROLARED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

0

UNIÓN FENOSAIBEX 35 - PRICE INDEX

50

100

150

200

250

300

2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 1.4.3.Cotización eléctricas - Ibex-35

Fuente: Datastream.Fuente: Datastream.



En virtud de la Ley del Sector Eléctrico y de sus dispo-

siciones de desarrollo a comienzos de 1998, se puso en

marcha el funcionamiento del mercado de producción

de energía eléctrica, en el que se establece el precio para

la generación de esa energía y la explotación de las cen-

trales eléctricas por medio de las ofertas económicas

presentadas por los agentes.

Así, además de exponer los aspectos más relevantes del

noveno ejercicio de este mercado, en esta sección se

ofrece una revisión de las actividades realizadas por las

empresas eléctricas y se analiza la situación de las mis-

mas, en lo que se refiere a la estructura de propiedad, la

retribución y los principales resultados.

2.1. El mercado de producción de energíaeléctrica

2.1.1. Organización del mercado

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector

Eléctrico, establece que el mercado de producción es

gestionado por dos Operadores: el Operador del

Mercado (el Operador del Mercado Ibérico de Energía,

Polo Español, S.A. –OMIE–), que es el responsable de

la gestión económica del mercado, y el Operador del

Sistema (Red Eléctrica de España, S.A. –REE–), que es

el responsable de la gestión técnica y, desde la publica-

ción del Real decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de

medidas urgentes para el impulso a la productividad y

para mejora de la contratación pública, tiene atribuida

asimismo la gestión económica de los mercados que

gestiona y que son de su competencia.

Los vendedores en el mercado son los productores de elec-

tricidad (empresas generadoras), los agentes externos1

(importaciones de electricidad) y los comercializadores

(importaciones de electricidad y energía procedente de con-

tratos bilaterales con productores en régimen especial); los

compradores en el mercado son las empresas distribuidoras

(suministro a tarifa), los comercializadores (venta a consu-

midores cualificados), los agentes externos (exportaciones

de electricidad) y los propios consumidores cualificados.

Los productores, agentes externos, consumidores cualifi-

cados y, desde la publicación del Real Decreto-Ley

6/2000, también los comercializadores, pueden optar por

acudir al mercado organizado, presentando ofertas econó-

micas, o firmar y ejecutar contratos bilaterales físicos.

El mercado organizado se estructura en un conjunto de

sesiones celebradas el día anterior y el propio día del

suministro de energía eléctrica, en las que se determinan

los diferentes componentes del precio final de genera-

ción y la programación de los grupos generadores.

La secuencia de operaciones del mercado de producción

es la siguiente:

— Se cierra la presentación de ofertas al mercado dia-

rio a las 10 h. Se publican los resultados del merca-

do, precios y programas horarios a las 11h.

— El Operador del Sistema analiza el programa resul-

tante del mercado diario y de los contratos bilatera-

les físicos para garantizar la fiabilidad y la seguri-

dad del suministro. En caso de existir restricciones

técnicas, modifica, en colaboración con el

Operador del Mercado, el programa de producción,

publicando los resultados de esta gestión de restric-

ciones técnicas a las 14 h.

— Red Eléctrica convoca y resuelve la subasta de

banda de regulación secundaria a subir y a bajar,

cuyo resultado se publica a las 16 h.

2. La producción y la oferta eléctricas

41

Elec

tric

idad

1 Sujetos suprimidos en la Ley 1772007, de 4 de julio.


— A continuación, OMEL convoca las distintas sesio-

nes del mercado intradiario (cinco a finales de

1998 y seis a partir de 1999), donde los agentes

pueden negociar ajustes a sus programas de pro-

ducción y consumo.

— El equilibrio entre la generación y la demanda en el

momento del suministro se sostiene mediante la

utilización de servicios complementarios.

2.1.2. Resultados del mercado en el año 2006

En el mercado de producción se ha negociado una ener-

gía de 156.091 GWh, lo que supone una disminución en

torno al 32,35% respecto al año 2005 (en contraposición

al crecimiento del 2,7% de la demanda peninsular en

barras de central), y que representa aproximadamente el

62% de la demanda en barras de central, de energía eléc-

trica en la Península. Este acusado descenso en el volu-

men de energía contratada en el mercado de producción

tiene como causa principal la asimilación a contratos

bilaterales de las energías presentadas simultáneamente

al mercado diario e intradiario por sujetos del sector

eléctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial,

impuesta por el Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de

febrero.

El precio medio final del mercado ha sido de 6,5 €/kWh.

El precio del mercado diario ha representado del orden

del 83% del precio final, la garantía de potencia alrede-

dor del 7% y la solución a las restricciones técnicas,

banda de regulación secundaria y otros procesos de ope-

ración técnica, el 10%.

En el cuadro 2.1.1 se presenta información mensual de

los precios horarios finales y las correspondientes ener-

gías en el mercado de producción: energía total adquiri-

da y energías negociadas en los distintos mercados. Los

precios indicados, son valores medios, por lo que no se

corresponden con los valores aplicados a cada tipo de

agente: distribuidor, comercializador, agente externo,

etc. Además, los sobrecostes de energías de operación

sólo deberán ser aplicados a aquellos agentes que pre-

senten desvíos de programa.

42

Elec

tric

idad

Mercado de producción Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. TOTAL

Precio final (c€/kWh) 8,132 8,034 5,997 5,904 5,903 6,8 7 6,1 7,2 6 5 4,8 6,5

Mercado diario 7,333 7,259 5,238 5,076 5,051 4,994 5,283 4,771 5,513 4,586 3,725 3,762 5,376

Mercado intradiario -0,008 -0,021 -0,034 -0,033 -0,03 -0,047 -0,075 -0,039 -0,058 -0,058 -0,031 -0,049 -0,035

Mercados de operación 0,248 0,258 0,314 0,337 0,377 1,4 1,3 0,9 1,3 1 0,9 0,8 0,703

Restricciones técnicas 0,026 0,033 0,059 0,1 0,072 0,4 0,3 0,2 0,2 0,4 0,5 0,3 0,19

Banda de regulación 0,119 0,152 0,091 0,092 0,106 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,13

Operación técnica 0,103 0,073 0,164 0,145 0,199 0,8 0,9 0,5 1 0,4 0,3 0,3 0,383

Garantía de potencia 0,558 0,538 0,478 0,524 0,506 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48 0,47 0,46

Energía (GWh) 19.945 17.943 8.960 7.789 7.865 11.552 14.465 12.708 13.977 13.739 13.792 13.356 156.091

Mercado diario 19.491 17.757 8.586 7.236 7.275 7.243 7.502 7.655 8.352 8.797 9.076 8.841 117.811

Mercado intradiario 1.684 1.557 1.698 1.436 1.824 1.087 1.478 1.365 1.636 2.105 2.324 3.064 21.257

Operación técnica 810 595 826 667 746 4.609 6.807 4.761 5.583 4.350 4.103 3.894 37.750

Fuente: OMEL.

Cuadro 2.1.1. Sistema peninsular. Mercado eléctrico. Resumen 2006


2.1.3. Participación en el mercado

Durante el año 2006, el consumo de energía en el mer-

cado libre se ha reducido en un 30,2% respecto al año

2005, alcanzando el 24% del total de energía demanda-

da en el mercado. Sin embargo, el suministro a tarifa no

ha aumentado en la misma proporción respecto al año

anterior sino que ha alcanzado un incremento del 41,7%

(incluyendo la energía asimilada a contratos bilaterales).

Esto se debe en parte a que, tal como sucediera el pasa-

do año, ha crecido el volumen de energía gestionada en

el mercado procedente de instalaciones de producción

en régimen especial, por lo que los distribuidores han

tenido que descontar menos energía en sus previsiones

de compras en mercado para el suministro a tarifa.

Además, el Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre,

por el que se modifican determinadas disposiciones

relativas al sector eléctrico, modificó entre otras dispo-

siciones los artículos 8 y 9 del Real Decreto 2019/1997,

de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el

mercado de producción de energía eléctrica, en el senti-

do de requerir a los distribuidores para que presenten en

el mercado ofertas económicas de venta específicas por

la parte de energía que estén obligados a adquirir al régi-

men especial no cubierta mediante sistemas de contrata-

ción bilateral con entrega física, en vez de descontar

dicha energía de su demanda prevista y ofertar por el

valor neto, como venían haciendo hasta la fecha. Esta

medida entró en vigor en junio de 2006, tras la publica-

ción de la adaptación de las Reglas del Mercado a dicho

Real Decreto 1454/2005.

Así, la cuota del suministro a tarifa en mercado ha

aumentado en mayor proporción que el crecimiento

natural de la demanda, hasta alcanzar un valor del 70%

del total de las compras en mercado, según se muestra

en la tabla adjunta.

2.1.4. Hechos destacables durante el año 2006

En el año 2006 se sucedieron diversas modificaciones

interesantes de la normativa eléctrica. Quizás la más

trascendente haya sido la publicación del Real

Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, por el que se

modifica el mecanismo de casación de las ofertas de

venta y adquisición de energía presentadas simultánea-

mente al mercado diario e intradiario de producción

por sujetos del sector eléctrico pertenecientes al mismo

grupo empresarial.

Este Real Decreto-Ley persigue dar un impulso a la

negociación de contratos bilaterales físicos, especial-

mente en aquellos sujetos del mercado pertenecientes a

un mismo grupo empresarial que acudan al mercado

diario con ofertas de adquisición y venta de energía

simultáneamente para un mismo período de programa-

43

Elec

tric

idad

Unidades de venta Unidades de compraTipo Energía (GWh) Tipo Energía (GWh)

Régimen ordinario 211.798 Distribuidores 186.655

Régimen especial 44.874 Comercializadores y cons. cualificados 63.178

Importaciones REE 484 Consumos bombeo 5.596

Importaciones (agentes externos y comercializ.) 9.920 Exportaciones REE 0

Exportaciones (agentes externos y comercializ.) 11.650

Fuente: CNE.

Cuadro 2.1.2. Energía neta (GWh)


ción, con la finalidad de frenar el aumento del precio de

la energía en el mercado registrado en 2005, así como el

déficit tarifario. Para ello prevé la asimilación a contra-

tos bilaterales físicos, con carácter previo al programa

resultante de la casación del mercado diario, de las can-

tidades de energía coincidentes de venta y adquisición

presentadas y casadas por dichos sujetos, de forma que

éstos sólo pueden participar en el programa resultante de

la casación con la posición neta del grupo al que perte-

necen. La medida entra en vigor en marzo de 2006, con

carácter temporal, hasta que se implemente la normativa

por la cual las empresas distribuidoras negocien la ener-

gía eléctrica a través de contratos bilaterales con entrega

física. La energía involucrada en estas asimilaciones es

valorada, a los efectos de liquidación de actividades

reguladas de distribución de la Comisión Nacional de

Energía, al precio establecido provisionalmente por el

Gobierno de 42,35 €/MWh.

El volumen de energía asimilada a contratos bilaterales

en aplicación del Real Decreto-Ley 3/2006, entre marzo

y diciembre de 2006, es de 50.326 GWh, 46.792 GWh

en el mercado diario y 3.533,5 GWh en los intradiarios;

lo que supone aproximadamente un tercio de la energía

negociada en el mercado de producción.

También merecen consideración los acuerdos y avances

logrados en 2006 para la constitución de un mercado

ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España

y la República Portuguesa. En este contexto, el 22 de

mayo de 2006 fue publicado en el Boletín Oficial del

Estado el Convenio Internacional hecho en Santiago de

Compostela el 1 de octubre de 2004, mediante el cual se

establecen los principios generales de organización y

funcionamiento del Mercado Ibérico de la Energía

Eléctrica (MIBEL) y la integración de los sistemas eléc-

tricos de ambos países. Como primera consecuencia

práctica del convenio, con importantes repercusiones

sobre el mercado eléctrico, hay que mencionar la puesta

en marcha en Portugal, a mediados de 2006, de un mer-

cado a plazo gestionado por el Operador del Mercado

Ibérico de Energía-Polo Portugués, S.A. (OMIP).

Destaca por último en 2006 la entrada en vigor de la pri-

mera del nuevo mecanismo para la gestión de congestio-

nes en la interconexión entre España y Francia, estable-

cido por la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre.

Así, desde el pasado mes de junio de 2007, la capacidad

comercial disponible en la interconexión se asigna a los

sujetos del mercado mediante la realización de subastas

explícitas de capacidad coordinadas por ambos operado-

res del sistema.

Por último, y en relación al mercado minorista, cabe men-

cionar la publicación de la Resolución de 28 de diciembre

de 2006, de la Dirección General de Política Energética y

Minas, por la que se aprueba el perfil de consumo y el

método de cálculo a efectos de liquidación de energía

aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que

no dispongan de registro horario de consumo.

2.2. La oferta eléctrica

Se incluye bajo este epígrafe una panorámica global de las

actividades del Sistema Eléctrico Nacional, distinguiendo

tres grupos principales: Generación, Transporte y

Operación del Sistema, Distribución y Comercialización.

2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica

Como se ha indicado, el 1 de enero de 1998 comenzó a

funcionar el mercado de producción de energía eléctrica;

por tanto, la cobertura de la demanda de energía eléctrica

se ha basado en las decisiones económicas de los agentes.

Durante 2006, la oferta eléctrica ha continuado fundamen-

talmente en manos de las empresas eléctricas tradiciona-

les, y varios agentes externos, entre los que destacan:

Electrabel, EDF, EDP, EnBW, Electrizitäts Gesellschaft

44

Elec

tric

idad


Laufenburg AG, REN, ENEL y ONE, que han efectuado

operaciones de compra/venta en el mercado peninsular.

Respecto a los contratos bilaterales físicos, durante el

año 2006 se han ejecutado contratos por un volumen de

59.060 GWh de venta.

2.2.2. Generación

La generación de energía eléctrica es una de las activi-

dades más importantes del Sistema Eléctrico Nacional,

dado que representa en torno al 65% de los costes de la

electricidad. En este apartado se presenta la información

básica sobre esta actividad en su conjunto, analizando la

composición del parque generador y el origen primario

de la electricidad generada y se ofrece información

sobre la generación en los Sistemas Extrapeninsulares.

Estructura de la potencia instalada y de la

generación por tecnologías

La potencia instalada, como parámetro que mide los

medios de generación de los que dispone el sector eléc-

trico, ha experimentado durante el año 2006 cambios

importantes debido principalmente a la puesta en mar-

cha de tanto de centrales de ciclo combinado como de

parques eólicos.

El parque generador correspondiente al régimen ordinario

se ha incrementado en 2006 en 2.831 MW, quedando una

capacidad instalada a 31 de diciembre de 57.944 MW.

Las altas y bajas han sido las siguientes:

45

Elec

tric

idad

PotenciaGrupo Tipo (MW)

Altas

Castelnou Ciclo combinado 731

Colón 4 Ciclo combinado 387

El Fangal 1 Ciclo combinado 400



Escombreras 6 Ciclo combinado 814

Bajas

Compostilla 2 Grupo 1 Hulla-antracita 141

José Cabrera Nuclear 160

Fuente: REE.

Cuadro 2.2.1. Altas y bajas en el equipo generador

MW

Fuel + Gas Carbón Nuclear Hidráulica Régimen especial Ciclo combinado

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

Gráfico 2.2.2. Evolución de la estructura de la potencia instalada (sistema peninsular)

Fuentes: REE.


El gráfico 2.2.3 recoge cómo se realizó la cobertura de

la demanda el día de mayor demanda de potencia

media horaria de 2006 en el sistema eléctrico peninsu-

lar. Esa máxima demanda de potencia se produjo el día

30 de enero, entre las 19 y 20 horas, con una potencia

media horaria de 42.153 MW. Esta demanda de poten-

cia fue cubierta con un 55% de producción térmica, un

18% de nuclear, un 10% de hidráulica y un 17% de

régimen especial (del cual el 8% corresponde a ener-

gía eólica).

Por lo que se refiere al conjunto de la producción anual,

la demanda peninsular de energía eléctrica en barras de

central en el año 2006, fue de 253.662 GWh y se cubrió

según el cuadro 2.2.2.

En el gráfico 2.2.4 se refleja la evolución de la genera-

ción en el período comprendido entre 1990 y 2006.

Durante el mismo, se ha mantenido bastante estable la

mezcla de generación propia de las empresas eléctricas,

aunque con un importante crecimiento de la producción

con gas, debido a la puesta en marcha de varios ciclos

combinados en los cinco últimos años, así como un con-

tinuo crecimiento la energía de las instalaciones de régi-

men especial, en torno a un 10-15% anual, excepto este

último año en el que no ha registrado crecimiento debi-

do al aumento de los precios de combustible. Por lo que

se refiere a 2006, se ha producido un aumento de la pro-

46

Elec

tric

idad

2006 2005 % ∆ 2006-2005

Hidroeléctrica 25.330 19.169 32,1

Nuclear 60.126 57.539 4,5

Carbón nacional 53.879 63.473 -15,1

Carbón importado 12.127 13.920 -12,9

Fuel-Gas 5.905 10.013 -41,0

Ciclo Combinado 63.506 48.885 29,9

Régimen especial 50.237 50.606 -0,7

Intercambios internacionales -3.280 -1.343 144,1

Consumos en generación -8.907 -9.082 -1,9

Consumos en bombeo -5.261 -6.358 -17,3

TOTAL 253.662 246.822 2,8

Fuente: Red Eléctrica.

Cuadro 2.2.2. Balance de energía eléctrica peninsular en GWh. Años 2005 y 2006

%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Térmica

Hidráulica

Nuclear

Régimen Especial

55

10

18

17

Gráfico 2.2.3. Gestión de oferta eléctrica el día de

mayor demanda de potencia.

Estructura por tipos de central (%)


%


ducción hidráulica (32,1%), ciclo combinado (29,9%),

nuclear (4,5%) e intercambios internacionales (144,1%,

con un saldo neto exportador). Por el contrario, ha dis-

minuido con respecto a 2005 la producción con carbón

nacional e importado (15,1% y 12,9%, respectivamen-

te), así como la generación a partir de fuel-gas (41%).

La energía procedente de instalaciones de régimen espe-

cial también ha disminuido ligeramente (0,7%).

Una muestra del importante aumento de la energía pro-

ducida anualmente por las instalaciones en régimen

especial es la diferencia cada vez mayor entre la deman-

da en barras de central y la producción en régimen ordi-

nario llevada a cabo por las empresas eléctricas, como

puede observarse en el gráfico 2.2.5.

La creciente importancia de las instalaciones de régimen

especial se constata observando que la energía vertida

por los mismos a la red ha pasado en la década de los

noventa desde 367 GWh en 1990 a 50.237 GWh en

2006.

En cuanto al saldo internacional, éste oscila de unos años

a otros, habiendo sido en el año 1997 de 3.073 GWh

(exportador), a partir de este año comienza un perío-

do importador pero en distinta magnitud: en el año

1998 de 3.402 GWh, en 1999 de 5.719 GWh, en 2000

de 4.441 GWh, en el 2001 de 3.450 GWh, en 2002 de

5.330 GWh y en 2003 de 1.270 GWh, volviendo a ser

a partir del año 2004 un año exportador con 3.026

GWh en 2004, 1.343 GWh en 2005 y 3.280 GWh en

2006.

Una de las características de la generación en el Sistema

Eléctrico Nacional es la asimetría entre la potencia insta-

lada del régimen ordinario y la contribución a la genera-

ción de electricidad de estas mismas instalaciones. En el

gráfico 2.2.6 se comparan las estructuras de potencia ins-

talada y de generación correspondientes a 2006. Como

puede observarse, los medios de producción de los que

dispone el sector eléctrico se utilizan de forma muy dife-

rente según el tipo de central. Así, el 11% de la potencia

instalada (en centrales de fuel-oil/gas) sólo contribuyó en

47

Elec

tric

idad

0

100.000

150.000

200.000

250.000

50.000

300.000

GWh

Hidroeléctrica Nuclear Carbón nacional Carbón importaciónFuel-Gas Régimen Especial Ciclo Combinado

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006Años

Gráfico 2.2.4. Evolución de la explotación de la oferta



2006 al 3% de la producción total bruta. Las centrales

nucleares, sin embargo, con una potencia instalada simi-

lar (13%), produjeron el 27% de la energía en 2006.

Por su parte, y en lo que a régimen ordinario se refie-

re, la contribución de las centrales hidráulicas a la pro-

ducción de 2006, fue del 11%, dato algo superior al de

2005 (9%), dada la escasa hidraulicidad de ese año,

que apenas se ha recuperado en 2006. La potencia ins-

talada en centrales hidráulicas representa el 29% del

total, lo cual indica claramente la importancia del pro-

ducible hidroeléctrico anual, y la importante diferen-

48

Elec

tric

idad

Régimen Especial (escala derecha)Demanda (escala izquierda)Producción neta (escala izquierda)

Prod

ucci

ón n

eta

y de

man

da. G

Wh

Régi

men

Esp

ecia

l GW

h

Años

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

Gráfico 2.2.5. Evolución de la demanda (b.c.), la producción neta y el régimen especial


%

100

80

60

40

20

0

Estructura de ProducciónEstructura de Potencia

Fuel oil-Gas Carbón Nuclear Hidráulica Ciclo Combinado

11%

20%

13%

29%

27%

30%

27%

11%

29%

3%

Gráfico 2.2.6. Comparación entre las estructuras de potencia y producción bruta (régimen ordinario)


%


cia que puede haber en la cobertura del sistema depen-

diendo del tipo de año, húmedo o seco, que haya habi-

do. Por último, las centrales de carbón (20% de la

potencia instalada) generaron el 30% de la energía en

2006.

Sistemas extrapeninsulares

En este apartado se ofrece una visión general de la gene-

ración eléctrica en las Islas Baleares, las Islas Canarias,

Ceuta y Melilla.

La potencia total instalada en el conjunto de los sistemas

extrapeninsulares a 31 de diciembre de 2006, es de

4.446 MW.

La demanda en barras de central en la globalidad del sis-

tema extrapeninsular, ha sido de 15.135 GWh, lo que

supone un crecimiento del 4,3% respecto a la demanda

de 2005.

Esta demanda ha sido cubierta principalmente por la

generación con combustibles líquidos (75%) y, en

menor medida, por la generación con carbón (21%). En

el siguiente gráfico se muestra la cobertura de la deman-

da por las distintas fuentes, excluyéndose el consumo en

generación.

Régimen especial

El régimen especial trata de incentivar la generación

eléctrica a partir de la cogeneración y de las fuentes

renovables. Durante el año 2006, las ventas peninsulares

de energía en régimen especial (50.299 GWh) han

supuesto un 20% sobre la demanda neta peninsular

49

Elec

tric

idad

Potencia Demanda (GWh) Demanda (GWh) % variaciónMW 2006 2005 2006/2005

Generación hidroeléctrica 1 0 0 —%

Generación con carbón 510 3.320 3.518 -5,6%

Generación con combustibles líquidos 3.689 12.033 11.174 7,7%

Consumos en generación — -863 -858 0,6%

Adquirido al régimen especial 246 645 671 -3,9%

Total 4.446 15.135 14.505 4,3%


Cuadro 2.2.3.

4%

75,2%

0%

20,8%

Hidráulica Carbón Combustibleslíquidos

Régimenespecial

Gráfico 2.2.7.

Fuente: REE y CNE.


50

Elec

tric

idad

Categoría Combustible2005 2006

06/05

Cogeneración

Gas naturalFuel OilGasoilGas de refineríaPropanoCarbón de importaciónCalor residualDiesel oil

15.9032.393

200181580

1210

13.7701.762

1420

1587

1080

-13,4%-26,4%-28,9%

-100,0%0,9%8,0%

-10,6%0,0%

Renovables en régimen especial

FotovoltaicaEólicaHidráulicaBiogásCultivos agrícolasResiduos forestalesResiduos de actividad agrícolaResiduos de actividad ganaderaResiduos de industria forestalResiduos de industria agroforestalEstiércoles

4020.8333.814

5657

1618066

56267730

10122.5834.129

5972416

20253

45873540

152,9%8,4%8,2%5,7%

241,3%-5,0%12,3%

-20,6%-18,6%

8,5%32,0%

ResiduosResiduos IndustrialesGas residualResiduos Sólidos Urbanos

573558

1.119

518537

1.032

-9,7%-3,8%-7,8%

Trat. Residuos Gas natural 3.178 3.391 6,7%

Total Peninsular 50.951 50.299 -1,3%

CogeneraciónFuel oilGasoil

02

03

-100,0%61,2%

Renovables en régimen especial

FotovoltaicaEólicaHidráulica

0327

2

3326

643,0%-0,3%

-100,0%

Residuos Residuos Industriales 228 218 -4,3%

Total Canarias 560 550 -1,7%

Cogeneración Gasoil 4 4 22,1%

Renovablesen régimen especial

FotovoltaicaEólica

15

15

62,9%-10,2%

Residuos Residuos Sólidos Urbanos 123 135 9,0%

Total Baleares 133 145 8,9%

Renovablesen régimen especial

Fotovoltaica 0 0 0,0%

Residuos Residuos Sólidos Urbanos 0 0 0,0%

Total Ceuta y Melilla 0 0 0,0%

Total General 51.643 50.994 -1,3%

Energía GWh

Fuente: CNE2.

2 Incluye instalaciones que siendo de régimen ordinario perciben incentivo por el artículo 41 del RD436/2004, de 12 de marzo, porel que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad deproducción de energía eléctrica en régimen especial.

Cuadro 2.2.1.


(253.664 GWh), frente al 21% que representaron en el

año 2005. Se observa una reducción no significativa en

la energía vendida en este régimen, en torno a un 1%,

motivada básicamente por la disminución en cogenera-

ción, debida al incremento de los precios de la materia

prima utilizada para este tipo de generación.

En cuanto a los sistemas extrapeninsulares de Baleares y

Canarias, las ventas de energía en régimen especial han

supuesto un 4,3% sobre la demanda neta (15.135 GWh).

Las ventas en estos sistemas se han mantenido práctica-

mente estables respecto al año anterior.

El cuadro 2.2.1 muestra, con los datos obtenidos de la

declaración de las empresas distribuidoras hasta 31 de

mayo de 2007, la energía vertida a la red por las instala-

ciones de régimen especial durante el ejercicio 2006,

según la tecnología utilizada, y la variación sufrida en

relación con el ejercicio anterior.

Frente a la situación de estancamiento que presenta la

cogeneración, se puede observar el importante incre-

mento en la generación fotovoltaica, que experimenta un

aumento superior al 150%. Por otra parte, la energía

eólica incrementa su producción en más del 8%. La

energía hidroeléctrica ha experimentado un incremento

del 8%, debido a un importante aumento de la hidrauli-

cidad durante el año 2006 respecto a la del año 2005.

Todo lo anterior permite que el grado de crecimiento de

las energías renovables (excluyendo la gran hidráulica)

sea del 8% y que éstas hayan alcanzado el 12% de la

demanda eléctrica bruta (20% incluyendo la gran

hidráulica), existiendo el objetivo comunitario de conse-

guir en España una participación de las energías renova-

bles del 29,4% en la cobertura de la demanda de electri-

cidad en el año 2010.

En el cuadro 2.2.2 puede observarse la potencia instala-

da en España, clasificada según la tecnología utilizada y

en función de la comunidad autónoma en la que se

encuentra localizada. La comunidad con mayor potencia

instalada es Galicia, con el 18% de la potencia en régi-

men especial del país. Además, es la región que mayor

potencia eólica e hidráulica posee, con el 23% y el 22%

de la potencia española en dichas tecnologías respectiva-

mente. La situación de Cataluña es también destacable,

ya que es la comunidad con mayor potencia instalada en

las áreas de cogeneración, con el 20% de la potencia

nacional instalada en esta tecnología. En cuanto a la

energía solar, es en Navarra donde se reúne más potencia

fotovoltaica conectada a red, más de 30 MW. La potencia

instalada con biomasa alcanza su mayor valor en

Andalucía, así como para el tratamiento de residuos,

representando el 31% y el 23% respectivamente del total

de la potencia instalada en España para estas tecnologías.

Por otra parte, es el País Vasco donde nos encontramos

con la mayor potencia instalada en el área de residuos.

El precio medio de venta de energía a distribuidora por

parte del régimen especial se sitúa en el año 2006 en

8,866 cent€/kWh (7,496 cent€/kWh en 2005), mientras

que el precio medio horario final vendido en el mercado

por el régimen especial, ha sido de 5,334 cent€/kWh. El

incentivo económico medio (prima) percibido además

por la energía en régimen especial vendida en mercado

se ha situado en 3,456 cent€/kWh.

Consumo y existencias de carbón autóctono

En este apartado se hace, en primer lugar, un aná-

lisis de la producción de las centrales térmicas

peninsulares que utilizan carbón autóctono como

combustible.

Durante el año 2006, la electricidad producida en estas cen-

trales ha sufrido un decremento respecto al ejercicio ante-

rior, debido a un importante aumento de la hidraulicidad a

lo largo de 2006, con respecto a 2005.

51

Elec

tric

idad


52

Elec

tric

idad

Coge

nera

ción

Sola

rEó

lica

Hid

rául

ica

Biom

asa

Resi

duos

Trat

. Re

sidu

osSu

ma

Sum

aCo

mun

idad

2005

2006

2005

2006

2005

2006

2005

2006

2005

2006

2005

2006

2005

2006

2005

2006

Anda

lucí

a60

660

62

744

258

010

210

212

816

778

7813

714

61.

495

1.68

6

Arag

ón47

752

30

21.

411

1.47

325

125

122

22-

-43

652.

203

2.33

6

Astu

rias

6767

00

120

155

7777

4747

7373

66

390

425

Bale

ares

66

11

33

--

--

3434

--

4444

Cana

rias

3333

15

132

139

00

--

3838

--

204

216

Cant

abria

288

288

00

--

6767

22

-10

--

358

368

Cast

illa

La M

anch

a41

642

53

142.

062

2.42

996

9642

42-

-0

-2.

619

3.00

6

Cast

illa

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ón49

650

24

171.

709

2.02

120

420

87

8-

-85

110

2.50

62.

866

Cata

luña

1.18

21.

216

39

161

241

252

284

3535

5959

142

142

1.83

41.

987

Ceut

a y

Mel

illa

--

-0

--

--

--

33

--

33

Com

unid

ad

Vale

ncia

na63

563

56

1620

349

3131

1010

5656

22

761

1.10

0

Extr

emad

ura

99

02

--

1919

11

--

44

3435

Galic

ia62

663

81

12.

446

2.68

637

240

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4367

67-

153.

556

3.85

8

La R

ioja

5050

11

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34

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--

487

517

Mad

rid25

325

45

8-

-59

5943

4330

3042

4243

243

6

Mur

cia

220

220

38

5050

1315

33

1010

5570

354

376

Nava

rra

111

111

1230

930

935

115

115

4040

--

1515

1.22

31.

247

País

Vas

co33

435

42

418

118

159

6062

6213

113

110

1077

980

0

Tota

l ge

nera

l5.

809

5.93

744

128

10.0

7711

.680

1.74

11.

815

489

530

581

591

540

626

19.2

8121

.307

Fuen

te:

CNE3

.

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act

ivid

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oduc

ción

de

ener

gía

eléc

tric

a en

rég

imen

esp

ecia

l.


En el cuadro 2.2.4 se observan las variaciones en el con-

sumo de carbón. Se han producido descensos respecto al

año 2005 en el consumo de todo tipo de carbones de

procedencia nacional.

Stocks de carbón autóctono

De la información proporcionada por las empresas pro-

pietarias de centrales térmicas de carbón autóctono, se

obtienen los stocks de este combustible al final de cada

ejercicio. En 2006 los stocks se incrementaron como con-

secuencia del menor funcionamiento de las centrales.

2.2.3. Transporte y operación del sistema

La unión de los centros de producción con las redes

de distribución y clientes finales específicos se lleva

a cabo por la red de transporte que, en general, inclu-

ye aquellas instalaciones con tensiones iguales o

superiores a 220 kV y las interconexiones internacio-

53

Elec

tric

idad

Energía b.a. Energía b.a. Var. %2005 (GWh) 2006 (GWh) 2006/2005

Hulla + Antracita 40.418 32.412 -20%

Lignito Negro 9.780 8.641 -12%

Lignito Pardo 13.277 12.826 -3%

Total Nacional 63.475 53.880 -15%

Fuente: CNE.

Cuadro 2.2.3.

Consumo Consumo Var. % Prima C.A.2005 (kt) 2006 (kt) 2006/2005 (miles €)

Hulla + Antracita 8.156 6.800 -17% 37.250

Lignito Negro 3.783 3.284 -13% 13.328

Lignito Pardo 7.573 6.914 -9% 24.715

Total Nacional 19.513 16.998 -13% 75.293

Fuente: CNE.

Cuadro 2.2.4.

Stocks de C.A. Stocks de C.A.a 31/12/05 (kt) a 31/12/06 (kt)

Hulla + Antracita 1.799 3.113

Lignito Negro 887 963

Lignito Pardo 269 199

Total 2.955 4.275

Fuente: CNE.

Cuadro 2.2.5.


nales. En la Península, este transporte se realiza en su

mayor parte por Red Eléctrica, en tanto que los siste-

mas extrapeninsulares lo realiza tanto en Baleares

como en Canarias la empresa Endesa Distribución

Eléctrica, S.L.U.

Dentro del transporte peninsular, hay que distinguir

entre las redes de 400 kV y de 220 kV. Dentro de las pri-

meras, Red Eléctrica es propietaria a finales de 2006 de

17.003 km, lo que supone el 99,7% del total de circuitos

a 400 kV, en tanto que las restantes empresas transpor-

tistas propietarias a esa tensión no tienen más que

38 km., es decir, el 0,3%.

En el caso de las líneas a 220 kV; Red Eléctrica es

poseedora de 16.500 km, el 98,5% del total, frente a

los 245 km propiedad de otras empresas (el 1,5%) (grá-

fico 2.2.9).

Debido al notable crecimiento de la demanda y la cons-

trucción de nuevas instalaciones de generación, en este

último año se ha producido un gran esfuerzo inversor.

Esta aceleración del ritmo de inversión en la red de

transporte es debido a la carencia de capacidad en deter-

minados puntos del sistema peninsular, derivada, como

se ha mencionado anteriormente, del crecimiento de la

demanda de energía eléctrica.

En el gráfico 3.2.10 se puede observar en los últimos años

un impulso importante de las instalaciones de 400 KV fren-

te a las de 220 kV. Hay que tener en cuenta que en dichos

años se viene realizando diversas repotenciaciones de líne-

as de 220 kV para su conversión a las líneas de 400 kV y

que se están aprovechando las trazas existentes de las líne-

as de transporte de 220 kV para la construcción de nuevas

líneas de 400 kV (ver gráfico 2.2.10).

La Red de Transporte ha aumentado en 407 km de cir-

cuitos en el último año, de los cuales 16 km corres-

ponden a la segunda interconexión eléctrica con

Marruecos.

Por otra parte, la capacidad de transformación total del

sistema 400/AT asciende en 2006 a 56.209 MVA. De esa

cifra, 55.409 MVA pertenecen a Red Eléctrica y 800

MVA a otras compañías (98,5 y 1,5%, respectivamente).

54

Elec

tric

idad

REE99,8%

Otras0,2%

REE98,5%

Otras1,5%

Red de 400 kVTotal km = 17.041

Red de 220 kVTotal km = 16.745

Gráfico 2.2.9. Propiedad de la red de transporte. Año 2006 (sistema peninsular)



Durante el año 2006 han continuado las mejoras de la

infraestructura eléctrica de las diferentes zonas geográ-

ficas, lo cual incrementa notablemente la capacidad de

transporte y evacuación de la energía eléctrica. Esto ha

sido necesario para poder afrontar el incremento de

generación previsto procedente de los futuros ciclos

combinados y parques eólicos.

2.2.4. Distribución y comercialización

Distribución

La actividad de distribución es aquella que tiene por

objeto principal la transmisión de energía eléctrica

desde las redes de transporte hasta los puntos de consu-

mo en las adecuadas condiciones de calidad, así como la

venta de energía eléctrica a los consumidores o distribui-

dores que la adquieran a tarifa.

La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, liberaliza la dis-

tribución a través de la generalización del acceso a las

redes, de manera que la eficiencia económica que se

deriva de la existencia de una única red es puesta a dis-

posición de los diferentes sujetos del sistema eléctrico

y de los consumidores. No obstante, la retribución de

la distribución continua siendo fijada administrativa-

mente, evitándose así el posible abuso de las posicio-

nes de dominio determinadas por la existencia de una

única red.

En su artículo 16.3, la Ley 54/1997 establece que la

retribución de la actividad de distribución se estable-

cerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribu-

ción que haya de corresponder a cada sujeto atendien-

do a los siguientes criterios: costes de inversión, ope-

ración y mantenimiento de las instalaciones, energía

circulada, modelo que caracterice las zonas de distri-

bución, los incentivos que correspondan por la cali-

dad de suministro y la reducción de pérdidas, así

como otros costes necesarios para desarrollar la acti-

vidad.

Las actividades reguladas destinadas al suministro de

energía eléctrica son retribuidas económicamente con

cargo a las tarifas y a los peajes. En un futuro, la distri-

bución será retribuida únicamente vía peajes.

55

Elec

tric

idad

km

220 kV400 kV

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 2.2.10. Evolución de la red de transporte de 400 y 200 kV (sistema peninsular)



Durante este año 2006, la CNE ha continuado con los

trabajos de desarrollo de la propuesta de un nuevo

modelo retributivo para la actividad de distribución

de electricidad, que previsiblemente será trasladado a

la normativa durante el transcurso del año 2007, tras

la transposición de la Directiva Comunitaria

2003/54/CE sobre normas comunes para el mercado

interior de la electricidad.

Durante este período, se ha puesto en marcha parte de

las herramientas de carácter técnico, en concreto el

modelo de red de referencia en su modalidad base cero

que se alimenta de los datos contenidos en la Circular

1/2006, de 16 de febrero, de la Comisión Nacional de

Energía, sobre petición de información a remitir por las

empresas distribuidoras de energía eléctrica a la

Comisión Nacional de Energía para el establecimiento

de una nueva metodología de retribución a la actividad

de distribución.

El modelo de red de referencia en su modalidad base

cero es una herramienta de gran utilidad para el estable-

cimiento de los niveles retributivos iniciales. Así mismo,

dicha herramienta permitirá a lo largo del año 2007 ana-

lizar el grado de adaptación de las infraestructuras de

distribución existentes. A modo de ejemplo, el uso

de esta herramienta ha permitido simular las redes de

distribución necesarias para garantizar, para todos y

cada uno de los consumidores, la calidad establecida en

la normativa, bajo distintos escenarios de crecimiento de

demanda.

Asimismo, las informaciones declaradas por las

empresas distribuidoras con motivo de la citada

Circular 1/2006 ha permitido a esta Comisión dispo-

ner de datos reales acerca del mercado que atiende

cada una de las empresas distribuidoras, y de las redes

de que disponen las mismas para abastecer dichos

mercados.

La principal empresa distribuidora peninsular en el 2006

es Iberdrola, con el 40,02% de la distribución como se

puede observar en el gráfico 2.2.11. No obstante, la

empresa Endesa Distribución está muy próxima, tenien-

do una cuota de mercado del 38,96 %, con lo que resul-

ta que los dos principales grupos eléctricos del país dis-

tribuyen el 78,98% de la energía.

El gráfico 2.2.12 ofrece una imagen del reparto del

mercado español por las principales empresas distri-

buidoras, incluidas las Islas Baleares y las Canarias. En

el mismo se aprecia con claridad el predominio de los

dos grandes grupos, Iberdrola y Endesa, el primero en

la zona Centro, Norte y Levante, fundamentalmente, y

el segundo en la zona Sur y Noreste. Por último, a

pesar de que no se refleja en los gráficos, prolifera un

gran número de pequeñas empresas distribuidoras,

alrededor de 350.

Por lo que se refiere a la remuneración de esta actividad,

para el ejercicio de 2006 se ha actualizado la correspon-

diente a 2005 mediante el IPC-1 y el incremento de mer-

cado previsto afectado por un factor de eficiencia.

En el conjunto de los costes del sector, el coste recono-

cido a las empresas de distribución representó en 2006

el 18,8% del total, esto es 3.540.997 miles de euros.

En el Real Decreto 2819/1998, se define la actividad de

distribución, delimitando las redes de distribución y

definiendo los elementos constitutivos de su retribución

(instalaciones reales, red de referencia, energía circula-

da, incentivos a la calidad de servicio y reducción de

pérdidas, otros costes y costes de gestión comercial).

La Orden Ministerial de 14 de Junio de 1999 establece

el régimen retributivo de todas las empresas distribuido-

ras de electricidad, es decir, es de aplicación tanto para

las empresas distribuidoras que estaban acogidas al Real

56

Elec

tric

idad


57

Elec

tric

idad

Iberdrola DistribuciónEléctrica S.A.V.

40,02%

Unión Eléctrica FenosaDistribución, S. A.

14,57%

Fuerzas Eléctricasde Valencia, S. A.0,01%

Electra de ViesgoDistribución, S. l.

2,33%

SOLANAR0%

CANTÁBRICO Distribución4,12%

ENDESADistricución eléctrica38,96%

Gráfico 2.2.11. Energía eléctrica distribuida peninsular. Año 2006: 231.461 GWh

Fuente: CNE.

Grupo Endesa

Iberdrola

Unión Fenosa

Cantábrico

Viesgo

endesa

endesa

endesa

endesa

endesa

endesa

endesa

endesa

endesa

endesa

Gráfico 2.2.12. Mercado de la electricidad en España

Fuente: CNE.


Decreto 1538/1987, como para las que no lo estaban, e

incluso para las nuevas empresas distribuidoras que pue-

dan establecerse.

El Real Decreto 1556/2005 por el que se establece la

tarifa eléctrica para el 2006, en su Anexo VIII establece

la retribución de la actividad de distribución por empre-

sas o agrupaciones de empresas.

Para los distribuidores sujetos a la disposición transitoria

undécima de la Ley 54/1997 se establece que pueden

solicitar la aplicación del nuevo régimen económico, que

este será obligatorio para los crecimientos superiores al

vegetativo y que podrán solicitar compensación por la

pérdida de ingresos por consumidores cualificados

conectados a sus redes. Los nuevos distribuidores deben

solicitar la inclusión en el nuevo régimen económico.

Comercialización

De acuerdo con la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, la

comercialización de energía se declara como actividad

no regulada, si bien la comercialización a tarifa la segui-

rán realizando los distribuidores. Los consumidores cua-

lificados podrán comprar la energía directamente al

mercado organizado, o bien a través del comercializa-

dor. Así mismo, los consumidores cualificados podrán

comprar la energía a los generadores por medio de con-

tratos bilaterales.

El gráfico 2.2.13 muestra el reparto de las pólizas sus-

critas por los clientes a tarifa entre las principales

empresas suministradoras. Iberdrola y Endesa (en la

península), suministran electricidad aproximadamente

al 81% de los clientes.

La actividad de comercialización a tarifa tiene un coste

reconocido que depende, fundamentalmente, del núme-

ro de clientes. En el gráfico 2.2.14 se presenta la evolu-

ción de los costes reconocidos de comercialización en el

período 1988-2006.

Según el mismo, los costes de comercialización han dis-

minuido notablemente en los últimos años, lo cual es

debido en su mayor parte, al trasvase de fondos que se

realizó en el año 1998 desde esta actividad a la actividad

de distribución. Estos costes de comercialización tienen

poco peso en el total del sector. Así, en el año 2006 estos

costes fueron de 299.796 miles de euros, lo que repre-

senta alrededor del 1,6% de la facturación.

58

Elec

tric

idad


59

Elec

tric

idad

CANTÁBRICO Distribución2,30%

SOLANAR0,00%

ENDESA DistribuciónEléctrica42,17%

Electra de ViesgoDistribución, S. L.

2,32%

Iberdrola DistribuciónEléctrica, S.A.U.

39,02%

Fuerzas Eléctricasde Valencia, S. A.0,02 %

Unión Eléctrica FenosaDistribución, S. A.

14,16%

Gráfico 2.2.13. Número de pólizas por subsistemas año 2006. Total pólizas: 23.119.470

Fuente: CNE.

Mile

s de

eur

os

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

Años

1989 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 200420021990 2003 2005 2006

Gráfico 2.2.14. Evolución de los gastos de comercialización

Fuente: CNE.



3.1. Facturación de la energía eléctrica

Expuesta en el apartado 3.1 la evolución del mercado

de producción, tanto en lo referente a la energía nego-

ciada como a los precios resultantes, se presentan aquí

los datos relativos a la facturación de la energía por

tarifas y peajes regulados, tanto de los contenidos en el

expediente de tarifas aprobado a finales de 2005 para

el ejercicio de 2006, como de los derivados de la liqui-

dación de ingresos y costes de las actividades regula-

das número 14, efectuada a cuenta por la CNE. Ha de

tenerse presente, en este último aspecto, que, si bien el

Real Decreto de tarifas ha establecido la retribución

correspondiente a cada una de las empresas por las

actividades de distribución y gestión comercial, los

datos con que se han elaborado las liquidaciones son

provisionales pues no existen liquidaciones definitivas,

ni de cantidades ni de precios, del mercado de produc-

ción; por otra parte los datos de las liquidaciones están

pendientes de las correspondientes verificaciones e

inspecciones, de forma que únicamente tras la resolu-

ción de estas cuestiones podrá tener carácter definitivo

la liquidación anual que se realice.

De acuerdo con el expediente de tarifas, la estimación

del precio medio de la electricidad era para 2006 de 8,04

cent €/kWh, para las ventas a tarifa integral. Ese resul-

tado suponía un coste de adquisición de la energía gene-

rada por las empresas eléctricas y por los productores en

régimen especial de 5,62 cent €/kWh, un coste de trans-

porte y distribución de 1,68 cent €/Kwh., un coste de

comercialización de 0,12 cent €/Kwh, los costes previs-

tos del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética eran de

0,09 cent €/Kwh y el recargo por el déficit de 2005 sig-

nificaba 0,07 cent €/kWh. Por otra parte, los costes per-

manentes del sistema eran 0,24 cent €/kWh, por el défi-

cit tarifario de años anteriores a 2003 y por la revisión

del coste de generación de los sistemas extra peninsula-

61

Elec

tric

idad

3. Facturación de energía y empresas eléctricas

Demanda (GWh)Expediente Liquidación172.156 187.794

Precio medioExpediente Liquidación

8,04 8,43

Costes permanentesExpediente Liquidación

0,24 0,21

Costes de diversificaciónExpediente Liquidación

0,09 0,09

Déficit + Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación

0,12 0,11

Prima consumo carbón nacionalExpediente Liquidación

0,06 0,04

Plan viabilidad ELCOGASExpediente Liquidación

0,03 0,02

Expediente de tarifas y Liquidación 14(Cent €/KWh)

Coste de generaciónde empresas eléctricas

y autoproductores

Expediente Liquidación5,61 7,64

Transporte y distribuciónExpediente Liquidación

1,68 1,54

Comercialización del dist.Expediente Liquidación

0,12 0,10

Ahorro y eficiencia energ.Expediente Liquidación

0,09 0,09

Recargo déficit 2005Expediente Liquidación

0,07 0,07

Déficit 2006Expediente Liquidación

-0,07 -1,48

Gráfico 3.1.1. El precio de la electricidad en España a tarifa integral. Año 2005

Fuente: Expediente de tarifas y CNE.


res se preveían 0,12 cent €/kWh, los costes de diversifi-

cación ascendían a 0,09 cent €/Kwh, para el incentivo al

consumo de carbón nacional se preveía una cifra de

0,06 cent €/Kwh siendo, finalmente, el coste del Plan

de viabilidad de ELCOGAS de 0,03 cent €/Kwh. Todo

lo anterior significaba un déficit de 0,07 cent €/Kwh.

Frente a esas previsiones (gráfico 3.1.1), la liquidación

a cuenta número 14 por tarifas integrales arroja un pre-

cio medio de venta de 8,43 cent €/kWh (0,39 cent €

superior al del expediente). Por otra parte se ha produ-

cido un mayor coste de la energía adquirida por los dis-

tribuidores, para sus ventas a tarifa, a las empresas eléc-

tricas y auto productores: 7,64 cent €/kWh, 2,03 cent €

más que lo previsto en las estimaciones iniciales. La

diferencia entre los precios de compra y de venta esti-

mados con los respectivos precios de la realidad han

producido, como consecuencia, un déficit tarifario de

3.000 millones de euros.

Los consumidores cualificados:

Por otra parte, en 2006 unos 2.500.000 consumidores

adquirieron su energía (60.295 GWh) en el mercado libre

de electricidad. En el gráfico 3.1.1 bis se ofrece la liquida-

ción de los costes regulados correspondientes a estos con-

sumidores así como una estimación del coste de su ener-

gía, dado que sus precios son libremente pactados y por

tanto desconocidos, dicha estimación no tiene en cuenta el

margen del comercializador, basándose únicamente en el

precio medio para los comercializadores, consumidores

cualificados y agentes externos derivado del mercado

organizado de producción. Obviamente los costes de la

energía en el mercado liberalizado no son objeto de liqui-

dación, realizamos aquí éste ejercicio para ofrecer una idea

aproximada de los costes de la electricidad para los consu-

midores que adquieren su energía en dicho mercado y los

presentamos de una manera similar a los costes soportados

por los consumidores a tarifa, repitiendo una vez más que

62

Elec

tric

idad

Demanda (GWh)Expediente Liquidación

77.048 60.295

Precio medioExpediente Liquidación

8,87

Costes permanentesExpediente Liquidación

0,07 0,12

Costes de diversificaciónExpediente Liquidación

0,03 0,03

Déficit + Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación

0,02 0,03

Prima consumo carbón nacionalExpediente Liquidación

0,02 0,01

Plan viabilidad ELCOGASExpediente Liquidación

0,01 0,01

Expediente de tarifas y Liquidación 14(Cent €/KWh)

Coste de generaciónde empresas eléctricas

y autoproductores

Expediente Liquidación 6,46

Transporte y distribuciónExpediente Liquidación

1,93 2,46

Comercialización del dist.Expediente Liquidación

0,13 0,17

Ahorro y eficiencia energ.Expediente Liquidación

0,02 0,02

Recargo déficit 2005Expediente Liquidación

0,02 0,02

Déficit 2006Expediente Liquidación

0,20 -0,46

Gráfico 3.1.1 bis. El precio de la electricidad en España para los consumidores cualificados. Año 2005

(*) Estimación.

Fuente: CNE.


63

Elec

tric

idad

Clientes a tarifas

Coste de adquisiciónenergía mercado 11.876.143

Generadores

Coste de adquisiciónenergía régimen especial 2.476.914

Generadores

Coste del transporte 669.875

REE 449.280Empresas eléctricas 190.595

Coste de distribucióny comercialización 2.423.390

Distribuidores

Costes de diversificacióny seguridad de abastecimiento 171.556

Comp. régimen especiale interrumpibles 12.347Comp. moratoria nuclear 125.9682.ª parte del ciclo C.N. 33.241

Costes permanentesdel sistema eléctrico 385.121

Operador del mercado 8.389

Operador del sistema 28.809CNE 10.923Comp. E. extrapeninsulares 337.00

Otros costes 606.066

Déficit años anteriores a 2003 193.287Revisión generación extrapeninsular 14.711Plan ahorro y eficiencia energética 159.236Recargo financiación déficit 2005 128.770Prima consumo carbón nacional 70.137Plan viabilidad ELCOGAS 39.925

Liquidación 14. Año 2006 (Miles de €)

INGRESOS 15.836.820

Venta de energía 15.829.049

Otros ingresos 7.771

Distribuidores

Déficit 2006 2.772.245

Gráfico 3.1.2. Liquidación de ingresos por tarifas reguladas

Clientes cualificadosINGRESOS 5.349.210

Venta de energía 3.895.057Peajes 1.454.153

Comercializadoresy distribuidores

Coste de la energía 3.895.057

Comercializadores

Coste del transporte 343.453

REE 245.733Empresas eléctricas 97.720

Coste de distribucióny comercialización 1.242.503

Distribuidores

Costes div. y seg. abastecimiento 16.317

Comp. moratoria nuclear 4.6662.ª parte del ciclo combust. nuclear 8.498Comp. RE e interrumpibles 3.153

Déficit 2006 274.520

Otros costes 54.137

Déficit años anteriores a 2003 17.266Revisión generación extrapeninsular 1.314Plan ahorro y eficiencia energética 14.224Recargo financiación déficit 2005 11.502Prima consumo carbón nacional 6.265Plan viabilidad ELCOGAS 3.566t

Costes permanentes del sistema 72.263

Operador del mercado 2.225

Operador del sistema 7.605CNE 2.923Comp. insul. y extrapen. 59.510

Gráfico 3.1.2 bis. Liquidación de ingresos por peajes. Año 2005 (miles de €)

Fuente: CNE.


sólo son objeto de liquidación los conceptos regulados

(ingresos por peajes, cuotas y los costes de transporte y

distribución así como otros costes).

El gráfico 3.1.2 bis detalla cada uno de los componen-

tes de ingresos (los correspondientes a ventas de ener-

gía son una estimación) y costes, de los cuales los

correspondientes a la adquisición de energía en el

mercado son una estimación y no son objeto de liqui-

dación.

El gráfico 3.1.2 detalla cada uno de los componentes de

la liquidación 14 de ingresos por tarifas reguladas de

2006, en tanto que el gráfico 3.1.3 muestra la participa-

64

Elec

tric

idad

Com. Extrapen.1,81%

Moratoria nuclear0,68%

Otros costes3,26%

Transporte3,60%

Energía mercado63,82

Distribución13,02%

Energía R. Especial13,31%

Op. mercado y Op. sistema0,20%

2.ª Parte ciclo nuclear0,18%

Com. R. E. e Int.0,07%CNE0,06%

Gráfico 3.1.3. Retribución del sector eléctrico vía tarifa. Liquidación 14 año 2006

Com. Extrapen.1,81%

Moratoria nuclear0,68%

Otros costes3,26%

Transporte3,60%

Energía mercado63,82

Distribución13,02%

Energía R. Especial13,31%

Op. mercado y Op. sistema0,20%

2.ª Parte ciclo nuclear0,18%

Com. R. E. e Int.0,07%CNE0,06%

Gráfico 3.1.3 bis. Costes para los consumidores cualificados. Año 2005


ción de cada uno de los costes sobre los ingresos totales

de la liquidación mencionada.

En el gráfico 3.1.3 bis se muestran, en porcentaje, los

distintos costes soportados por los consumidores cuali-

ficados, excepto el margen del comercializador.

Finalmente en el gráfico 3.1.4 se muestra la compara-

ción entre los costes soportados por los consumidores a

tarifa y los consumidores cualificados, agrupados por

grandes componentes del gasto.

Insistimos, una vez más, en que para la estimación del

coste de la energía en el mercado sólo se ha tenido en

cuenta el precio medio final ponderado en el mercado

organizado de producción para los comercializadores,

consumidores cualificados y agentes externos, es decir

sería el precio pagado por un consumidor que hubiese

realizado sus compras de electricidad directamente en el

mercado organizado, todas y cada una de las horas de

todos los días del año, sin desviaciones de su consumo

respecto de sus compras, y que hubiera consumido con la

misma curva de carga que la curva media del mercado.

3.2. Evolución económico-financiera de losprincipales grupos empresarialeseléctricos

Evolución de los resultados

Los estados financieros consolidados adjuntos del ejer-

cicio 2006 son los segundos que presentan los principa-

les grupos eléctricos aplicando las normas internaciona-

les de contabilidad adoptadas por la Unión Europea

(NIIF-UE).

Los estados financieros consolidados del sector eléc-

trico resultan de la agregación de los siguientes gru-

pos eléctricos: ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN

FENOSA, CANTÁBRICO y RED ELÉCTRICA DE

ESPAÑA.

El beneficio después de impuestos, registrado en 2006

por los grupos empresariales ENDESA, IBERDROLA,

UNIÓN FENOSA, CANTÁBRICO Y RED ELÉC-

TRICA, ha sido de 6.514 millones de euros, lo que supo-

ne un incremento de un 2,7% sobre los 6.343 millones

65

Elec

tric

idad

cent

. €

Coste a mercado (*)Coste a tarifa

Energía Trans. Distr. Otros

El coste de la energía. 200612

10

8

6

4

2

0

1,65

7,64

0,32

6,46

2,63

0,09

Gráfico 3.1.4. Comparación de costes. Año 2003

(*) Se ha estimado un coste de la energía para el consumidor de 5,98 cent €/kWh.


66

Elec

tric

idad

Cuota de resultados de:2005 % 2006 % Variación año

s/Ingresos s/Ingresos anterior (%)

INGRESOS 39.743 100 41.172 100 3,6Ventas 38.189 96,1 39.695 96,4 3,9Otros ingresos de explotación 1.554 3,9 1.477 3,6 -4,9

COMPRAS, CONSUMOS / OTROS APROVIS. Y SERVICIOS -20.738 -52,2 -19.804 -48,1 -4,5MARGEN 19.005 47,8 21.368 51,9 12,4

Gastos de personal -3,432 -8,6 -3,444 -8,4 0,4Otros gastos/ingresos de explotación -3,761 -9,5 -4.110 -10,0 9,3

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 11.812 29,7 13.814 33,6 16,9Amortizaciones -3.685 -9,3 -3,814 -9,3 3,5

RESULTADOS NETO DE EXPLOTACIÓN 8.127 20,4 9.999 24,3 23,0Gastos financieros netos -2.903 -7,3 -2.720 -6,6 -6,3Otros resultados financieros 640 1,6 825 2,0 28,9

RESULTADOS OPERACIONES CONTINUAS 5.864 14,8 8.105 19,7 38,2Beneficio/pérdida operaciones discontinuas 2.227 5,7 599 1,5 -73,7

RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 8.140 20,5 8.704 21,1 6,9Impuesto sobre sociedades -1.798 -4,5 -2.190 -5,3 21,8

RESULTADO DEL EJERCICIO 6.343 16,0 6.514 15,8 2,7DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 5.723 14,4 5.625 13,7 -1,7De Accionistas minoritarios 619 1,6 636 1,5 2,7

Fuente: Informes anuales 2006 y C.N.M.V.

Cuadro 3.2.1. Agregado consolidado del sector eléctrico (millones de euros)

Balance de situación a:2005 Estrutura 2006 Estrutura Variación año

% % anterior (%)

ACTIVOS NO CORRIENTES 96.549 84,1 97.249 85,2 0,7Activos intangibles 3.006 2,6 2.364 2,1 -21,3Activos tangibles e inmobiliarios 71.080 61,9 2.364 2,1 -21,3Activos financieros y otros no corrientes 10.158 8,8 10.916 9,6 7,5Fondo de comercio 6.145 5,4 5.632 4,9 -8,3Impuestos diferidos 6.162 5,5 4.879 4,3 -20,8

ACTIVO CORRIENTES 18.270 15,9 16.859 14,8 -7,7ACTIVO TOTAL = PASIVO TOTAL 114.820 100 114.108 100 -0,8PATRIMONIO NETO DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 27.649 24,1 29.177 25,6 5,5ACCIONISTAS MINORITARIOS 6.201 5,4 6.052 5,3 -2,4PASIVOS CORRIENTES 56.506 49,2 57.376 50,3 1,5

Provisiones para riesgos y gastos 5.004 4,4 4.622 4,1 -7,6Acreedores no corrientes 47.649 41,5 49.623 43,5 4,1

PASIVO CORRIENTES 24.463 21,3 21.504 18,8 -12,1

Fuente: Informes anuales 2005.

Cuadro 3.2.2. Agregado consolidado del sector eléctrico (millones de euros)


de euros obtenidos en 2005. Este reducido crecimiento

del beneficio neto consolidado del sector eléctrico es

debido, en gran parte, a unos menores resultados positi-

vos de operaciones discontinuas experimentados por los

principales grupos eléctricos, con excepción de IBER-

DROLA. Así, los dos grupos eléctricos que más han

reducido sus resultados de operaciones discontinuas

son: ENDESA, que obtiene una variación positiva del

resultado del ejercicio de 41 millones de euros, mientras

que el resultado de las operaciones discontinuas dismi-

nuye en 1.144 millones de euros entre los dos últimos

ejercicios, y UNIÓN FENOSA, que experimenta un

descenso del resultado de las operaciones discontinuas

de 576 millones de euros respecto al año anterior.

La participación en el beneficio neto agregado del sec-

tor eléctrico es de un 58,3% para ENDESA, un 26%

para IBERDROLA, un 10% para UNIÓN FENOSA, un

2,6% para CANTÁBRICO y un 3,1% para REE.

Por su parte, el beneficio neto de explotación del sector

alcanzó los 9.999 millones de euros, un 23% por encima

del obtenido en el año anterior.

Los ingresos de explotación han pasado de 39.743 mi-

llones de euros en 2005 a 41.172 millones de euros en

2006 (3,6% de incremento). Este incremento, unido a la

disminución del 4,5% de las compras y consumos de

aprovisionamientos, ha resultado en un aumento del

margen operativo del 12,4%, hasta los 21.368 millones

de euros.

El resultado financiero es negativo, anotando un valor

de 2.720 millones de euros, que supone una disminución

del 6,3%, debido fundamentalmente a la reestructura-

ción de la deuda financiera de algunos grupos eléctricos.

Cabe destacar, como hecho significativo, que, con fecha

26 de mayo de 2006, en la Junta General Ordinaria de

Accionistas de REE fue aprobada la propuesta de fusión

por absorción de INALTA y REDALTA (sociedades

absorbidas) por parte de REE (sociedad absorbente),

formulada por el Consejo de Administración de REE el

día 23 de marzo de 2006. Posteriormente, el 27 de julio

de 2006 se formalizó en escritura pública la fusión por

absorción, culminándose así la operación de fusión. Esta

operación se realizó con efectos contables 1 de enero de

2006; por tanto, el balance y cuenta de pérdidas y ganan-

cias de REE correspondientes al ejercicio 2006 incluyen

todos los activos, pasivos, ingresos y gastos de las socie-

dades absorbidas.

En 2006, el beneficio por operaciones discontinuas fue

de 599 millones de euros frente a los 2.272 millones de

euros del año anterior, lo que supone un fuerte descenso

del 74%. Como anteriormente se ha señalado, este

hecho tiene su explicación en la venta de activos que

realizó ENDESA en 2005 por un importe de 1.486

millones de euros, y que representó el 92% del total del

resultado por operaciones discontinuas correspondientes

al ejercicio 2005.

El beneficio consolidado de cualquier grupo empresa-

rial se distribuye entre el beneficio que le corresponde a

la sociedad dominante y el beneficio que le corresponde

a los socios minoritarios. Cabe destacar que en 2006, el

agregado de los beneficios netos de las sociedades

dominantes representa un 86% del beneficio neto global

y el resto corresponde a los socios minoritarios (frente a

90% en 2005).

Por el lado del balance, y dentro del activo, cabe señalar

que los activos no corrientes representan un 85% del

activo total, y el circulante, un 15%. El fondo de comer-

cio de consolidación representa un 5% y los impuestos

diferidos representan un 4% del activo total.

En el pasivo, los fondos propios agregados de las socie-

dades dominantes representan un 26% del total, los

67

Elec

tric

idad


accionistas minoritarios o socios externos un 5%. Los

pasivos no corrientes representan el 50% del pasivo

total, incrementándose un 1,5% respecto al año anterior.

Los pasivos corrientes han descendido un 12% respecto

al año anterior, casi 3.000 millones de euros menos.

El activo y pasivo total agregado anota 114.108 millones

de euros lo que supone una disminución del 0,6%. El

fondo de maniobra para los dos años analizados es nega-

tivo, siendo 2005 el que marca el techo con 6.193 millo-

nes de euros y 4.645 millones de euros en 2006.

En los cuadros 3.2.1 y 3.2.2 se detallan la cuenta de pér-

didas y ganancias y el balance consolidados agregados

de 2005 y 2006, en millones de euros, de los cinco prin-

cipales grupos eléctricos considerados.

68

Elec

tric

idad


En este capítulo se aporta, en primer lugar, información

referente a la evolución de la demanda de electricidad en

barras de central y en abonado final. Además se analiza

la evolución de dos variables relevantes para el consumi-

dor, como son los precios de la electricidad, que se com-

paran también a nivel europeo, y la calidad del suminis-

tro eléctrico.

4.1. Evolución de la demanda

4.1.1. Demanda en barras de central

Como ya se ha avanzado anteriormente en este mismo

«Informe básico», según datos de Red Eléctrica, la

demanda de energía eléctrica en barras de central penin-

sular ascendió a 253.662 GWh en el año 2006, lo que

supuso un aumento del 2,7% con respecto al año ante-

rior. El gráfico 4.1.1 representa la evolución de la

demanda de electricidad peninsular en barras de central

en los últimos años.

La demanda en barras de central en los sistemas extrape-

ninsulares ascendió a 15.135 GWh en 2006, lo que supu-

so un aumento del 4,3% con respecto al año anterior.

Componentes explicativos de la variación de la

demanda

Las variables fundamentales que explican el comporta-

miento de la demanda de energía eléctrica son la tempe-

ratura, la laboralidad y la actividad económica. El gráfi-

co 4.1.2 representa la estructura porcentual de los distin-

tos componentes explicativos de la demanda de electri-

cidad en barras de central peninsular en 2006.

69

Elec

tric

idad

4. La demanda y los consumidores

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

01986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

Gráfico 4.1.1. Evolución de la demanda en barras de central

Fuente: REE.

Efecto temperaturaEfecto laboralidad

Efecto actividad económica y otros efectos

3,7

-0,9

-0,1

%

80

60

40

20

0

-20

-40

Gráfico 4.1.2. Variación de la demanda. Año 2005


%


En el conjunto del año 2006, las temperaturas tuvie-

ron una aportación del -0,9% sobre el crecimiento de

la demanda, y la laboralidad tuvo una aportación del

-0,1%. Corregidos estos efectos, el crecimiento de la

demanda atribuible a la actividad económica se esti-

ma en un 3,7%.

Día de mayor demanda

Según datos de Red Eléctrica, el día 30 de enero fue el

día en el que se registró la mayor demanda de potencia

media horaria (entre las 19 y las 20 horas), con un valor

de 42.153 MW. El valor de máxima energía diaria se

produjo el día 21 de diciembre, y fue de 856 GWh.

4.1.2. Demanda en abonado final

La demanda de energía eléctrica peninsular en abona-

do final (descontadas las pérdidas) en el año 2006

ascendió a 232.264 GWh. En el cuadro 4.1.1 se inclu-

ye la información de la demanda en abonado final por

empresas peninsulares y distinguiendo consumos a

tarifa y consumos en mercado (Peajes). Se puede

observar que la demanda total creció en 2006 un 3,3%

respecto a la de 2005.

4.2. Los consumidores

Por lo que respecta a los consumidores, se analizan aquí

los datos globales del consumo y facturación del servi-

cio eléctrico en el mercado peninsular correspondientes

al año 2006. A partir de la información sobre consumo

global y facturación en el mercado peninsular de las

adquisiciones a tarifa, se ha realizado una clasificación

de los consumidores siguiendo determinados criterios,

como la actividad económica sectorial, características

del uso de la electricidad, tarifa contratada y nivel de

tensión del suministro.

Puede establecerse, si bien con distintos niveles de inte-

gración, determinados grupos de consumidores en fun-

ción de que les sean aplicadas tarifas generales o espe-

cíficas, así como determinados descuentos tarifarios,

como la interrumpibilidad o discriminación horaria. Las

características concretas del suministro determinan que

los precios individuales se aparten en mayor o menor

70

Elec

tric

idad

Tasa de variación anual %

Tarifa Peajes Total 05-04

Iberdrola 76.267 16.502 92.769 3,9% 89.287

Endesa 60.644 29.754 90.398 3,2% 87.287

Unión Fenosa 27.736 6.503 34.239 2,5% 33.404

Hidrocantábrico 8.176 1.354 9.530 2,5% 9.293

Viesgo 3.983 1.329 5.312 1,2% 5.247

Fuerzas Eléctricas de Valencia 13 0 13 17,8% 11

Solanar 3 0 3 223,2% 1

Total 176.822 55.442 232.264 3,3% 224.810

Fuente: CNE.

Cuadro 4.1.1. Demanda en abonado final por subsistemas (sistema peninsular)


medida de los valores promedio que resultan para cada

grupo de consumo.

En el gráfico 4.2.1 se refleja la participación de los dis-

tintos grupos de consumidores en la demanda de electri-

cidad y su facturación en el mercado peninsular.

4.2.1. Clasificación por grupos de

consumidores

La clasificación de los grupos de consumo se ha estable-

cido a partir de criterios que permiten su ubicación en

grupos más o menos homogéneos, bien por su precio

71

Elec

tric

idad

Distribución de la demanda en el mercado a tarifa en 2006. Por tipo de consumidor

General A.T.20,63%

Ind. y serv. T.H.P.5,74%

Indus. inter10,05%

Serv. P. ind. B.T.13,42%

G-4 IndustriaL5,43%

Riesgos A.T.1,29%

Distrib. A.T.2,81%

Tracción0,37%

Doméstico38,63%

Riesgos B.T.0,29%

Alum. P.B.T.1,34%

Gráfico 4.2.1. Estructura del consumo de energía eléctrica. Sistema peninsular año 2005

Fuente: CNE.

Distribución de la facturación en el mercado a tarifa en 2006. Por tipo de consumidor

General A.T.19,38%

Alum. P.B.T.1,27%

Ind. y serv. T.H.P.2,64%

G-4 Industrial1,69%

Serv. P. Ind. B.T.17,74%

Indus. Inter3,65%

Riesgos A.T.1,10%

Riesgos B.T.0,31%

Tracción0,35%

Doméstico50,06%

Gráfico 4.2.1 bis. Estructura del consumo de energía eléctrica. Sistema peninsular año 2005

Nota: No se han considerado los suministros singulares (T. Tajo-Segura, empleados del sector eléctrico, consumos propios,concesiones administrativas y consumos gratuitos).

Fuente: CNE.


medio del KWh diferenciado, por disfrutar de una tarifa

específica para su actividad empresarial, o por pertene-

cer a sectores de actividad industrial o de servicios, o a

grupos con un alto nivel de homogeneidad, tal como

ocurre con los consumidores domésticos.

Para ordenar los distintos grupos de consumo, se ha

seguido el criterio del menor al mayor precio medio del

suministro de electricidad, proporcionándose de una

forma más detallada para cada grupo (ver el Anexo a

este informe) los valores agregados del número de con-

tratos de suministros, la potencia contratada o facturada,

el consumo de energía, la facturación y los mencionados

precios medios para el suministro.

Las diferencias en el precio del suministro para cada

grupo de consumidores obedecen a las características

del suministro –en general, el nivel de tensión y horas de

utilización de la potencia contratada–, así como que el

consumo se realice en momentos de menor a mayor

coste de producción de la electricidad, o su disponibili-

dad a interrumpir o reducir la demanda de potencia.

En el gráfico 4.2.2 se muestra de forma comparada los

precios medios pagados (Tarifa integral) por los distin-

tos grupos de consumidores con suministro regulado en

el año 2006.

Un primer grupo de consumidores (en número de 5) está

integrado por grandes empresas industriales de los sec-

tores del aluminio y zinc electrolíticos y de la siderurgia

integral. Estos consumidores obtienen el menor precio

del sistema, 2,58 cent €/Kwh, un 31% del precio medio,

8,30 cent €/Kwh.

En términos unitarios medios, su potencia facturada es

de 212.791 KW, su consumo de 1.826 GWh y su factu-

ra anual es de 47 millones de euros. La curva de carga es

72

Elec

tric

idad

12,00

10,00

8,00

6,00

4,00

2,00

0,00G-4

8,30

Preciomedio8,30

TracciónRiegos A.T.Distrib. A.T.T.H.P.Inter.

Alum. P.B.T. Serv. P. Ind.B.T.ResidencialRiegos B.T.General A.T.

Gráfico 4.2.2. Precios medios del mercado a tarifa (cent €/kWh) en 2005

Nota: Excluidos consumos singulares (Tajo-Segura, consumos propios, concesiones administrativas y consumos gratuitos).

Fuente: CNE.


prácticamente plana, superando las 8.000 horas al año y

con una utilización de la potencia contratada del 98%.

Más numeroso (112) es el grupo de grandes consumido-

res industriales con suministro interrumpible. Se trata de

grandes productores de papel, cemento, siderurgia, quí-

mica, petroquímica, carburos, etc., que en su conjunto

obtienen un precio medio de 3,02 cent €/Kwh, un 36%

del precio medio del sistema.

La potencia facturada unitaria es de 16.936 KW, su con-

sumo de 156 GWh y su facturación anual de 4,72 millo-

nes de euros. Su perfil de consumo obedece a una curva

de carga de gran modulación, concentrando el consumo

en períodos de valle y fines de semana, beneficiándose

de descuentos substanciales por discriminación horaria,

estacional e interrumpibilidad, lo que conlleva sobredi-

mensionar su capacidad productiva y adaptar los perío-

dos de actividad.

Es de señalar que este colectivo ha visto aumentar su

número en ocho consumidores, que anteriormente com-

praban su energía en el mercado liberalizado, por conse-

guir mejores precios en tarifa.

Los grandes consumidores industriales y del sector ser-

vicios acogidos a la tarifa horaria de potencia forman un

grupo de 85 instalaciones industriales, y de los sectores:

financiero, telecomunicaciones y defensa, cuyos proce-

sos productivos son relativamente adaptables a una

modulación o planificación de los consumos de energía

eléctrica, concentrando los mismos en aquellos períodos

de la curva de carga diaria o estacionales en los que el

coste del suministro eléctrico para el sistema registra los

valores más reducidos.

Para este segmento resultó un precio medio de la electrici-

dad de 3,82 cent €/KWh, un 46% del correspondiente al

sistema. La potencia facturada unitaria fue de 21,9 MW, su

consumo alcanzó los 117 GWh y su factura anual prome-

dio fue de 4,5 millones de euros.

Los distribuidores de energía eléctrica forman un grupo

que integra 537 suministros a empresas eléctricas y aso-

ciaciones o cooperativas de consumidores que son sumi-

nistrados en alta tensión por las empresas distribuidoras a

la tarifa específica de distribuidor para cada nivel de ten-

sión, obteniendo un precio medio de 5,30 cent €/Kwh, un

64% del precio del sistema.

La potencia demandada unitaria es de 1.917 KW, el con-

sumo de energía para distribución es de 9.083.760 KWh,

y su facturación media anual de 481.185 euros.

El grupo de consumos para riego agrícola, con suministro

en alta tensión, está integrado por 15.421 puntos de sumi-

nistro eléctrico para riegos agrícolas y forestales, a los que

se le aplican tarifas específicas en alta tensión, para los

que resulta un precio medio de 7,05 cent €/KWh, un 85%

del precio medio del sistema. La potencia unitaria contra-

tada es de 106 KW, el consumo anual de energía eléctrica

de 145.895 KWh, y su facturación media asciende a

10.291 euros.

Otro grupo está formado por 113 suministros a empre-

sas prestadoras de servicios públicos de transporte por

ferrocarril y metropolitanos, conectados en alta tensión,

a los que se aplican tarifas específicas. En su conjunto

obtuvieron un precio medio de 7,77 cent €/Kwh, que

supone el 94% del precio medio del sistema. La poten-

cia contratada unitaria fue de 2.260 KW, el consumo

anual de 5,7 millones de KWh, y su factura unitaria

ascendió a 441.161 euros.

Unos 37 de estos suministros cambiaron de modalidad

de contratación en 2006, pasando a adquirir la energía

eléctrica mediante las tarifas de tracción, pues los pre-

cios ofertados por los comercializadores para estos

73

Elec

tric

idad


suministros eran sensiblemente más altos que los obte-

nidos con la tarifa.

Un gran conjunto (alrededor de 56.000) está formado

por pequeños y medianos consumidores industriales

caracterizados por disponer de procesos productivos

relativamente poco adaptables a una modulación del

suministro y por tanto sin posibilidad de descuentos

tarifarios relevantes, discriminación horaria o inte-

rrumpibilidad, además de un conjunto de empresas de

servicios, entre las que se encuentran grandes almace-

nes, instalaciones frigoríficas, puertos, aeropuertos,

garajes, hoteles, restaurantes y edificios de oficinas.

Este grupo de consumidores obtiene un precio medio

de 7,79 cent €/KWh, representando un 94% del precio

medio del sistema. En términos generales, su consumo

responde a una potencia contratada unitaria de 219 KW,

a una demanda anual de energía de 644.832 KWh, y a

una factura anual de 50.00 euros.

En este colectivo se han producido un incremento de

17.000 consumidores que se acogieron a la tarifa regula-

da por ofrecer ésta mejores precios que los ofertados por

el mercado.

En el ámbito de los suministros de baja tensión (T ≤ 1000 V),

se observan en primer lugar los suministros para el alumbra-

do de calles, plazas, parques públicos, vías de comunicación

y señalización, contratados por las administraciones y enti-

dades públicas responsables de su explotación y conserva-

ción. En su conjunto, constituyen un total de 68.843 puntos

de suministro (7.900 ayuntamientos). Para este suministro,

la tarifa no considera el término de potencia y se realizó a

un precio medio de 7,90 cent €/KWh, el 95% del precio del

sistema.

El grupo de consumos para riego agrícola, con suminis-

tro en baja tensión, está integrado por 43.385 puntos de

suministro para el accionamiento de las instalaciones de

riego agrícola y forestal, a los que se aplica la tarifa

específica de riego en baja tensión y para los que resul-

tó un precio medio de 8,93 cent €/KWh, el precio medio

del sistema.

El grupo más numeroso de consumidores está formado

por casi 21 millones de contratos domésticos, en su gran

mayoría acogidos a las tarifas de B.T., 1.0, 2.0 y 2.0

(nocturna), y una parte del sector de servicios, constitui-

da por la pequeña oficina, despachos profesionales, ges-

torías, pequeño comercio etc. Este grupo ha adquirido

su energía eléctrica al precio de 10,75 cent €/ KWh, el

130% del precio medio del sistema.

Para este grupo de consumo, resultó una potencia unita-

ria contratada de 4 KW, una demanda de energía de

3.218 KWh y una facturación media anual de 346 euros.

El conjunto más numeroso de esta categoría es el forma-

do por los consumidores domésticos, unos 19,5 millo-

nes, que pagaron un precio de 11,39 cent €/KWh. Un

5% de los abonados domésticos están acogidos a la tari-

fa 2.0 (nocturna), representando el 15% del consumo en

este segmento; para estos abonados el precio medio es

significativamente menor, en torno a 7,29 cent €/ KWh.

En términos globales, el suministro a este grupo de con-

sumidores representó el 97% de los abonados, el 70% de

la potencia facturada, el 39% de la energía demandada a

tarifa y el 50% de la facturación.

Finalmente otro grupo también numeroso (en torno a

500.000 puntos de suministro) cierra este apartado,

representa el consumo de pequeños establecimientos de

hostelería, comercios, oficinas medianas, comunidades

de propietarios, bares y pequeños restaurantes y, en

menor proporción, a pequeños establecimientos indus-

triales, manufacturero y de un cierto componente artesa-

nal (textil, calzado, muebles, etc.) El precio medio asig-

74

Elec

tric

idad


nable a estos consumidores ha sido de 10,97 cent €/KWh,

el 132% del precio medio del sistema.

4.2.2. Clasificación por niveles de tensión

La caracterización del suministro por niveles de tensión

responde a la siguiente distribución.

El suministro en baja tensión se realiza para 21,5 millo-

nes de consumidores, el 99,7% del total peninsular, con

una potencia contratada de alrededor de 104.000 MW,

que representa el 84% de la total. La demanda es de

93.285 GWh, un 54% del total, a un precio medio de

10,72 cent €/ KWh, un 129% del precio medio del sis-

tema, soportando el 69% de la facturación total en este

mercado.

En el suministro eléctrico a consumidores domésticos

debería incluirse el que proporcionan aquellos distribui-

dores que adquieren la energía para abastecer sus mer-

cados, a tarifas específicas D. de distribución, en este

caso se elevaría en torno al 2% el peso del consumo

doméstico en el mercado peninsular.

Para el consumo eléctrico en alta tensión existen alrededor

de 72.000 puntos de suministro, un 0,3% del número total,

con una potencia a efectos de facturación en torno a

20.000 MW, el 16% de la total, una demanda de energía de

80.499 GWh, el 46% de la energía total suministrada a

tarifa, a un precio medio de 5,48 cent €/KWh, un 66% del

precio medio del sistema, soportando estos consumos el

31% de la facturación total del sistema peninsular a tarifa.

En términos globales, la facturación neta del suministro

supone considerar la incidencia del término de potencia:

el 19,7% de la facturación bruta, y del término de ener-

gía: el 80,3% restante, afectándose en su caso por los

descuentos o recargos tarifarios que considera el siste-

ma, como compensación de los esfuerzos desde el lado

del consumo a la gestión de la demanda (discriminación

horaria, estacionalidad e interrumpibilidad) o mejora de

las condiciones técnicas del suministro (compensación

de energía reactiva). El efecto de estos complementos

supone una reducción de la facturación bruta de los

suministros en alta tensión del 14,7%, siendo la inte-

rrumpibilidad la que tiene una incidencia más relevante,

un 48% de la reducción total, seguido del complemento

por discriminación horaria con un 41%.

4.2.3. Consumo de energía eléctrica en el

mercado liberalizado

El primero de enero del año 2003, se liberalizó total-

mente el mercado español de electricidad teniendo, por

tanto, todos los consumidores el derecho de adquirir su

energía eléctrica libremente a cualquier compañía

comercializadora de las autorizadas a operar legalmente

en nuestro país.

En el gráfico 4.2.3 se recoge, conjuntamente, la evolu-

ción del acceso de los consumidores cualificados por su

número y por la energía adquirida, se observa una dis-

minución, tanto del número de consumidores como de la

energía en mercado libre, como consecuencia de los

mejores precios de la tarifa regulada respecto de los

ofertados por el mercado, a lo largo de 2006.

En el transcurso del año, realizaron compras en el mer-

cado una media de 2.259.428, es decir uno de cada once

consumidores, de los que 2.239.712 fueron consumido-

res conectados en baja tensión. En cuanto a la media de

consumidores facturados en el año, cabe decir, que es

superior al número de estos existentes realmente en el

mercado en diciembre de 2006: 1.946.351, debido a la

razón comentada anteriormente.

De la información que obra en poder de la CNE, pode-

mos decir que el 0,87% de los consumidores facturados

75

Elec

tric

idad


por tarifa de acceso en el año 2006 estaban conectados

en alta tensión, correspondiéndoles el 72% de la energía

comprada en mercado y que pagaron por sus peajes un

precio medio de 1,61 céntimos de euro por KWh.

Al analizar con detalle la información disponible, se obser-

va que el precio medio pagado en tarifa de acceso por los

pequeños consumidores conectados en alta tensión, aque-

llos que tienen potencias contratadas menores de 450 KW

en todos los períodos, fue de 2,34 cent €/ KWh, estos con-

sumidores representan el 0,53% de los consumidores en el

mercado y el 9% de la energía.

En el otro extremo de la banda de precios de peaje, para

consumidores en alta tensión, se encuentran los que

hemos denominado muy grandes consumidores, que son

aquellos que tienen un consumo mínimo en las noches,

los fines de semana y el mes de agosto superior a cin-

cuenta millones de KWh/año. Los consumidores así

definidos, 20 en el año 2006, adquirieron el 5% de la

energía en mercado y pagaron un precio medio por tari-

fa de acceso de 0,18 cent €/KWh. Los peajes para la

exportación representan el 3% de la energía, pagando de

media 0,15 céntimos de euro por cada Kilovatio hora.

El resto de consumidores en alta tensión que participa

en el mercado, 0,34% del total a mercado, explican el

56% del consumo libre, se sitúan en el centro de la

banda de precios, teniendo un precio de acceso en torno

a 1,7 cent €/KWh.

Respecto a los consumidores conectados en baja tensión

y que compran su electricidad en el mercado, cabe decir

que su número ha aumentado en 2006 respecto al que

había en 2005, pasando de 1.957.000 a unos 2.240.000,

en media de facturaciones.

Los 2.239.712 consumidores facturados en media anual,

conectados en baja tensión, adquirieron 16.120 GWh

con un coste por tarifa de acceso de 706,6 millones de

euros, es decir 4,38 céntimos de euro por cada Kilovatio

hora.

4.3. Los precios de la electricidad

4.3.1. Evolución de los precios

En el sistema eléctrico español, se distinguen dos tipos

de clientes. Por una parte, los consumidores que acuden

76

Elec

tric

idad

N.° clientes Energía (GWh)

N.°

cli

ente

s

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

Gráfico 4.2.3. Evolución del acceso al mercado en 2005


al mercado de electricidad y, por otra, aquéllos que sien-

do elegibles deciden permanecer en tarifa integral. Cabe

señalar que desde el 1 de enero de 2003 todos los con-

sumidores de electricidad pueden acudir al mercado

liberalizado.

Aquellos clientes que no acuden al mercado deben abo-

nar por su suministro la tarifa integral que les correspon-

da. Concretamente, durante el año 2006, a los clientes

que no acudieron al mercado liberalizado se les aplica-

ron las tarifas integrales publicadas en el Real Decreto

1556/2005, de 23 de diciembre, por el que se establece

la tarifa eléctrica para 2006, y en el Real Decreto

809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa

eléctrica a partir del 1 de julio de 2006.

Por el contrario, los clientes que acuden al mercado

eléctrico deben abonar, además de los pagos por la ener-

gía que adquieran en el mercado, la correspondiente

tarifa de acceso1, cuya estructura fue definida en el Real

Decreto 1164/2001, y cuyos precios para 2006 fueron

publicados en el Real Decreto 1556/2005.

La Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de medidas fisca-

les, administrativas y del orden social, determina, en su

artículo 94, que el Gobierno establecerá, mediante Real

Decreto, una metodología para la aprobación o modifi-

cación de la tarifa eléctrica media o de referencia,

pudiendo fijar un límite máximo anual al incremento de

dicha tarifa, señalando que durante el período compren-

dido entre el 1 de enero de 2003 y el 31 de diciembre de

2010, la determinación de la tarifa media o de referencia

deberá tener en cuenta una serie de previsiones.

Asimismo, la citada Ley estableció que durante dicho

período se incluirá como coste en la tarifa, la cuantía

correspondiente a la anualidad resultante de recuperar

linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos

en la liquidación de las actividades reguladas generado

entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002

y las cantidades que se deriven de la revisión de la com-

pensación extrapeninsular correspondientes a los años

2001 y 2002.

El Real Decreto 1556/2005, dada la especial circunstan-

cia de la existencia de saldos negativos resultantes de las

liquidaciones realizadas durante el año 2005, parte de un

déficit inicial de 215 millones de euros por la aplicación

del límite del 1,4% al crecimiento de la tarifa media fija-

do en el artículo 8 del Real Decreto 1432/2002. Por este

motivo, se establece en su artículo 1 una nueva revisión

de la tarifa antes del 1 de julio de 2006, con la finalidad

de incluir el reintegro de los saldos negativos citados, así

como los costes financieros que se devenguen, con

cargo a la recaudación de la tarifa eléctrica en los próxi-

mos ejercicios.

Posteriormente, el Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de

junio, por el que se aprueban medidas urgentes en el sec-

tor energético, faculta al Gobierno para que en aplica-

ción de la metodología para la aprobación o modifica-

ción de la tarifa eléctrica media o de referencia fije los

límites máximos anuales al incremento de tarifas, así

como los costes a considerar. Es decir, se eliminan los

límites impuestos en la metodología de determinación

de tarifas para efectuar la revisión de la tarifa media o de

referencia y las variaciones de tarifas integrales y de

acceso que establecía el Real Decreto 1432/2002.

Finalmente, el Real Decreto 809/2006 establece como

un coste en la tarifa vigente desde el 1 de enero de 2006,

de acuerdo con el artículo 1 del Real Decreto

1556/2005, la cuantía correspondiente a la anualidad

77

Elec

tric

idad

1 Por el uso de las redes de transporte y distribución, por lagestión comercial, así como por los costes permanentes, dediversificación y seguridad de abastecimiento y por eldesajuste de actividades reguladas en los ejercicios 2000,2001, 2002 y 2005, y revisión de coste de generaciónextrapeninsular e insular 2001 y 2002.


que resulta de recuperar linealmente el valor actual neto

durante un período de catorce años y medio el mencio-

nado déficit de ingresos en la liquidación de las activi-

dades reguladas generadas en el ejercicio 2005.

En conjunto, la tarifa media del sistema de 2006, según

los Reales Decretos 1556/2005 y 809/2006, aumentó el

5,92% respecto a 2005, variación superior a la estableci-

da por el Real Decreto 2392/2004 para el año 2005

(1,71%) (véase gráfico 4.3.1).

Cabe señalar que la obtención de la variación de la tari-

fa media estaba sujeta a las previsiones realizadas por

el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio respec-

to a la demanda y su composición por grupos tarifa-

rios, al precio medio del mercado mayorista y a la par-

ticipación en el mercado de los clientes elegibles

durante el año 2006.

Si bien desde 1987 hasta el año 2006 la tarifa media

eléctrica aumentó un 25,9% en términos nominales acu-

mulados, en el período más reciente, esto es, desde 1996

a 2006, la tarifa eléctrica ha disminuido, en términos

acumulados, un 7,6% en valores nominales y un 30,7%

en valores reales, deflactando las variaciones de la tari-

fa eléctrica por el Índice de Precios al Consumo (IPC).

Las variaciones de las diferentes tarifas integrales intro-

ducidas en los Reales Decretos 1556/2005 y 809/2006

respecto al Real Decreto 2392/2004, se resumen en el

incremento del 5,32% de las tarifas aplicadas a clientes

conectados a baja tensión (tarifas integrales 2.0, 2.0 N,

3.0 y 4.0), en el aumento del 9,33% de las tarifas D2 y

78

Elec

tric

idad

%

–8

–6

–4

–2

2

4

6

8

0

Años

1988 1990 1991 1992 1993 1995 1996 1997 1998(1)

1999(2)

2000 2001 2004(3)

20011989 1994 2003(3)

2005(3)

2006(3)(4)

Gráfico 4.3.1. Evolución de la tarifa media de electricidad en términos nominales. Tasa de variación anual

A partir de 1998 se incluye el impuesto de electricidad.(1) Desde 1998 se registra la variación del precio medio de venta de electricidad; esto es, considerando el efecto de los

consumidores que acuden al mercado.(2) Incluye la rebaja adicional del 1,5% en las tarifas 1.0, 2.0 y 2.0N establecida por el Real Decreto-Ley 6/1999.(3) La variación de la tarifa media a partir del año 2003 corresponde al ámbito nacional. Hasta entonces; ámbito peninsular.(4) Incluye la variación contemplada en la revisión de la tarifa media a partir del 1 de julio.

Fuente: Reales Decretos de Tarifas Eléctricas de cada año.

2 Tarifas para la venta de energía a distribuidores en altatensión, a quienes es de aplicación la disposición transitoriaundécima de la Ley 54/1997.

%


subidas superiores al 10% en las tarifas específicas de

uso de baja tensión (R.0 y B.0) y todas las tarifas de alta

tensión excluidas las tarifas D3. La tarifa social (1.0) fue

la única que no experimentó variación alguna durante el

ejercicio objeto de análisis. Cabe destacar que en el caso

de las tarifas de baja tensión la revisión estipulada en el

RD 809/2006 fue menor que la establecida inicialmente

en el RD 1556/2005. Por el contrario, las tarifas corres-

pondientes a niveles de alta tensión (a excepción de las

tarifas de venta a distribuidores) experimentaron subidas

superiores a las fijadas al comienzo del ejercicio.

Como consecuencia de las anteriores modificaciones en

las tarifas integrales, el aumento promedio global de las

79

Elec

tric

idad

3 Cuya revisión depende de las variaciones de las restantestarifas según se recoge en la Disposición Adicional Única delReal Decreto 1164/2001, de 26 de octubre.

Variación RD Variación RDGrupo tarifario 1556/2005 sobre 809/2006 sobre Acumulado 2006

RD 2392/2004 RD 1556/2005

Tarifas 1.0 0,00% 0,00% 0,00%

Tarifas 2.0, 2.0N, 3.0 y 4.0 4,48% 0,80% 5,32%

Tarifas R.0 y B.0 4,60% 6,00% 10,88%

Tarifas generales de alta tensión 5,05% 6,00% 11,35%

Tarifas específicas de alta tensión 5,08% 6,00% 11,38%

Tarifas D 7,39% 1,81% 9,33%

Promedio de consumidores a tarifa integral 4,68% 2,07% 6,85%

Fuentes: Real Decreto 809/2006, Real Decreto 1556/2005 y Real Decreto 2392/2004.

Cuadro 4.3.1. Variaciones en las tarifas integrales en en año 2006 respecto a 2005

Variación RDGrupo tarifario Variación 809/2006 sobre Acumulado 2006

RD 1556/2005

Tarifas de acceso 2.0A 4,24% 0,00% 4,24%

Tarifas de acceso 2.0NA y 3.0A 1,89% 0,00% 1,89%

Tarifas de acceso 3.1A y 6.1 2,84% 0,00% 2,84%

Tarifas de acceso de alta tensión (6.2, 6.3 y 6.4) 1,89% 0,00% 1,89%

Tarifas de acceso 6.5 (1) 5,08% 0,00% 5,08%

Promedio de consumidores a tarifa integral 2,86% 0,00% 2,86%

(1)Se elimina la tarifa de acceso 6.5 para grandes clientes a partir del 1 de julio de 2006, de acuerdo con ladisposición transitoria tercera del Real Decreto 1556/2005.

Fuentes: Real Decreto 809/2006, Real Decreto 1556/2005 y Real Decreto 2392/2004.

Cuadro 4.3.2. Variaciones en las tarifas de acceso en términos nominales en 2006 respecto a 2005


tarifas para la venta de energía eléctrica en 2006, fue un

6,85%, respecto al año anterior (véase cuadro 4.3.1).

Análogamente, las tarifas de acceso recogidas en el Real

Decreto 1556/2005, de aplicación a los clientes en el

mercado liberalizado, aumentaron un 4,24% en el caso

de la tarifa de acceso de clientes domésticos sin discri-

minación horaria, un 2,84% las tarifas de media tensión,

un 1,89% las tarifas de acceso de alta tensión y un

5,08% la tarifa de acceso 6.5, respecto a las del Real

Decreto 2392/2004. El Real Decreto 809/2006 no con-

templó incrementos adicionales. En consecuencia, el

aumento promedio global de las tarifas de acceso en

2006 fue de un 2,86% respecto al año anterior (véase

cuadro 4.3.2).

Según la información de las liquidaciones de las empre-

sas eléctricas, el valor de la facturación media (por kWh

consumido) de las tarifas integrales aumentó un 6,5% en

2006 respecto a 2005. Se trata de una cifra muy superior

a las variaciones registradas en ejercicios anteriores. Por

otra parte, la facturación media de las tarifas de acceso

aumentó un 11,2%, desde los 2,13 cent €/kWh en 2005

hasta los 2,36 cent €/kWh en 2006 (Cuadro 4.3.3).

En el gráfico 4.3.2 se presenta la evolución histórica del

valor de la facturación media de los clientes acogidos a

tarifa integral, en términos nominales y reales. En dicho

gráfico se está considerando, a partir de 1998, única-

mente la facturación media del colectivo que está acogi-

do a tarifa integral. Es decir, se excluye la facturación de

los clientes que han acudido al mercado liberalizado.

El cuadro 4.3.4 muestra información de los valores de

facturación media y consumo de tarifas integrales, des-

glosada por niveles de tensión. En concreto, se observa

un aumento significativo tanto de la facturación media

de la tarifa integral (6,5%) como del consumo (23,9%)

respecto de los valores registrados en el 2005.

Por otro lado, la facturación media de clientes acogidos

a tarifas integrales de alta tensión se incrementó un

34,7% en el año 2006 respecto al año anterior, aumen-

tando el consumo de dichos clientes un 58,6%, como

consecuencia del retorno de clientes a este régimen de

tarifa (gráfico 4.3.4).

La composición del consumo por niveles de tensión en el

régimen de tarifa integral se modificó sustancialmente

80

Elec

tric

idad

Valores medios de facturación

Año Tarifa integral Tarifa de acceso

1988 6,0%

1989 3,6%

1990 5,0%

1991 6,9%

1992 1,3%

1993 2,6%

1994 1,0%

1995 0,4%

1996 0,3%

1997 –3,9%

1998 –4,4%

1999 0,5% –3,5%

2000 1,5% 3,9%

2001 –1,0% 3,5%

2002 0,3% 7,9%

2003 (1) 1,4% 4,3%

2004 (1) 0,5% 23,6%

2005 (1) 0,4% 13,8%

2006 (1) 6,5% 11,2%

(1) Las variaciones de facturación media son de ámbitonacional.

Fuente: CNE.

Cuadro 4.3.3. Tasas de variación de la facturación

media de precios regulados: tarifas

integrales y tarifas de acceso (%)


en 2006 respecto al año anterior como consecuencia,

fundamentalmente, del retorno a régimen de tarifa inte-

gral de clientes de alta tensión que se hallaban en el mer-

cado liberalizado. En baja tensión se concentró el mayor

porcentaje de consumo sobre el total en tarifas integrales

(54%), seguido de las tarifas generales de alta tensión 1,

con un 22% y de la tarifa de grandes consumidores G.4,

la tarifa horaria de potencia y la tarifa de alta tensión 2

(con un 5% en cada caso).

Por lo que respecta al mercado liberalizado cabe desta-

car, por una parte, que el valor medio de facturación de

las tarifas de acceso de baja tensión experimentó un

incremento del 6,4% en 2006. Esta variación fue debi-

da al aumento de las tarifas de acceso y a la disminu-

ción de la participación de los clientes de baja tensión

en el mercado.

Por otra parte, el valor medio de facturación de las tari-

fas de alta tensión del mercado liberalizado, se incre-

mentó un 0,5% respecto del año anterior. Dicho

aumento se debió a varios factores entre los que cabe

destacar el ya mencionado aumento de las tarifas de

acceso, la eliminación de la tarifa 6.5 para grandes

clientes a partir del 1 de julio de 20064 (cuyo consumo,

en términos acumulados a todo el ejercicio, disminuyó

un 53,1%), así como el retorno al régimen de tarifa de

los clientes más sensibles al precio (véase cuadro 4.3.5

y gráfico 4.3.4).

El consumo de clientes en tarifas de acceso de alta ten-

sión se redujo un 36,8% en 2006 respecto a 2005, como

contrapartida al incremento registrado en el mercado

regulado. Cabe señalar las importantes caídas de consu-

mo que se han registrado en todos los niveles excepto en

el nivel de alta tensión 4 (≥ 145 kV) donde algunos gran-

81

Elec

tric

idad

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

Cent

. €/k

Wh

Términos Nominales Términos Reales

Años1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004(2)2003(2) 2005(2)2006(2)

Gráfico 4.3.2. Evolución del precio medio de la electricidad de clientes acogidos a tarifa integral.

Términos nominales y términos reales (1)

(1) Serie deflactada por el IPC.(2) Las variaciones de tarifa media desde el año 2003 son de ámbito nacional.

Fuentes: INE y CNE.

4 Desde esa fecha, la tarifa 6.5 únicamente se aplica a lasexportaciones de energía.


82

Elec

tric

idad

2005 2006Valor de facturación media % variación

Cent €/kWh Cent €/kWh 2006-2005

Baja tensión (inferior a 1 kV) 10,11 10,81 6,9%

Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 6,68 7,56 13,2%

Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 3,92 5,29 35,0%

Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 3,01 3,88 28,8%

Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 2,47 2,86 15,9%

G.4 (Grandes consumidores) 2,39 2,59 8,5%

Tarifa horaria de potencia 3,57 3,83 7,1%

Alta tensión 4,16 5,60 34,7%

Otros consumos 0,15 7,89 5.279,0%

Total 7,92 8,43 6,5%

Cuadro 4.3.4. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas integrales.

Total nacional. Años 2005 y 2006.

2005 2006Consumo % variación

GWh GWh 2006-2005

Baja tensión (inferior a 1 kV) 96.737 101.638 5,1%

Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 16.775 42.092 150,9%

Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 4.976 8.545 71,7%

Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 5.873 6.999 19,2%

Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 7.444 7.940 6,7%

G.4 (Grandes consumidores) 9.321 9.439 1,3%

Tarifa horaria de potencia 9.284 10.102 8,8%

Alta tensión 53.674 85.118 58,6%

Otros consumos 1.264 1.198 -5,2%

Total 151.674 187.954 23,9%

Nota: Se excluye Ceuta y Melilla.

Fuente: CNE.


des clientes (acogidos al nivel de tensión 4 de la tarifa

6.5) optaron por permanecer en el mercado.

La estructura del consumo de clientes a tarifas de acce-

so, por niveles de tensión, para el año 2006, se represen-

ta en el gráfico 4.3.3 (b). Se observa que el 55% del con-

sumo de los clientes que acudieron al mercado durante

dicho año correspondió a los consumidores conectados

al nivel de tensión 1 (de 1 kV a 36 kV), y el 27% a los

consumidores de baja tensión.

Deben resaltarse los cambios acontecidos en la estructu-

ra de consumo en el mercado liberalizado de los consu-

midores conectados a baja tensión (conectados a tensión

inferior a 1 kV), que ha pasado de ser el 3% en el año

2003, al 27% en el año 2006.

En relación, con lo anterior es necesario señalar que a

31 de diciembre de 2006 se encontraban 1.967.037

suministros de baja tensión en régimen de mercado

liberalizado, esto es, 580.792 menos que a 31 de

diciembre de 2005. Este dato queda evidenciado en el

gráfico 4.3.5 donde se aprecia claramente un cambio

de tendencia.

De estos 1.967.037 clientes, el 96% (1.887.589 suminis-

tros), contrataron la tarifa de acceso 2.0A (tarifa de

acceso en baja tensión sin discriminación horaria y

83

Elec

tric

idad

Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)

22%

Alta tensión 2(≥ 36 kV y < 72,5 kV)

5%

Alta tensión 3(≥ 72,5 kV y < 145 kV)

4%

Alta tensión 4(≥ 145 kV)

5%

G.4(Grandes consumidores)

5%

Baja Tensión(< 1 kV)54%

Tarifa horariade potencia5%

OtrosConsumos1%

Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)

11%


3%


4%


5%

G.4(Grandes consumidores)

6%


Tarifa horariade potencia6%

OtrosConsumos1%

Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)63%


7%


1%


1%

6.5(Art. 10 del RD 1164/2001)

6%

6.5(Conexiones Internacionales)

1 %

OtrosConsumos0%


Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)55%


7%


1%


2%

6.5(Art. 10 del RD 1164/2001)

4%

6.5(Conexiones Internacionales)

4%

OtrosConsumos0%


Gráfico 4.3.3. Estructura porcentual del consumo de clientes acogidos a tarifa integral (a)

y a tarifa de acceso (b). Total nacional. Años 2005 y 2006

Nota: Se excluye Ceuta y Melilla

Fuentes: INE y CNE.


potencia contratada no superior a 15 kW). Por otra parte,

aproximadamente un 4% (78.946 suministros) contrata-

ron la tarifa de acceso 3.0A (tarifa general de baja ten-

sión con discriminación horaria en tres períodos).

Únicamente 502 clientes se acogieron a la tarifa de acce-

so 2.0NA (tarifa de acceso con discriminación horaria

nocturna de baja tensión y potencia contratada no supe-

rior a 15 kW).

84

Elec

tric

idad

2005 2006Valor de facturación media % variación

Cent €/kWh Cent €/kWh 2006/2005

Baja tensión (inferior a 1 kV) 4,13 4,39 6,4%

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 1,78 1,83 2,8%

Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 1,42 1,47 3,4%

Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1,55 1,58 2,1%

Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 1,83 1,48 -19,4%

6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 0,16 0,18 9,4%

6.5 (Conexiones internacionales) 1,60 1,60 0,5%

Alta tensión 1,60 1,60 0,5%

Otros consumos 0,41 0,48 18,7%

Total 2,12 2,36 11,2%

Cuadro 4.3.5. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas de acceso.

Total nacional. Años 2005 y 2006

2005 2006Consumo % variación

GWh GWh 2005-2004

Baja tensión (inferior a 1 kV) 9.414 18.470 96,2%

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 52.248 54.603 4,5%

Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 5.555 6.044 8,8%

Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1.121 1.277 13,9%

Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 700 736 5,1%

6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 4.885 5.194 6,3%

6.5 (Conexiones internacionales) 1.847 1.105 –40,2%

Alta tensión 66.356 68.960 3,9%

Otros consumos 390 360 –7,8%

Total 76.160 87.790 15,3%

Nota: Se excluyen Ceuta y Melilla

Fuente: CNE.


El consumo, por su parte, sigue una evolución simi-

lar a la descrita para el número de clientes (véase

gráfico 4.3.6.). Un total de 16.484 GWh fueron con-

sumidos por clientes conectados en baja tensión en el

año 2006, de los cuales únicamente el 43,5%

(7.164 GWh) se registra en la tarifa de acceso 2.0 A,

85

Elec

tric

idad

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0

N.°

Cli

ente

s

ene-

03

mar

-03

may

-03

jul-

03

sep-

03

nov-

03

ene-

04

mar

-04

may

-04

jul-

04

sep-

04

nov-

04

ene-

05

mar

-05

may

-05

jul-

05

sep-

05

nov-

05

ene-

06

mar

-06

may

-06

jul-

06

sep-

06

nov-

06

2.0 A 2.0 NA 3.0

Gráfico 4.3.5. Evolución de número de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa

de acceso. Total nacional

Nota: No se incluye Ceuta y Melilla.

Fuente: CNE.

GWh

Baja tensión

Mercado regulado Mercado liberalizado

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

7,64

2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006Alta tensión 1 Alta tensión 2 Alta tensión 3 Alta tensión 4

Gráfico 4.3.4. Estructura del consumo de energía eléctrica. Total Nacional. Años 2005 y 2006

Nota: Se excluye Ceuta y Melilla

Fuentes: INE y CNE.


mientras que un 56,5% del consumo correspondió a

la tarifa 3.0 A.

En resumen, como se puede observar en el gráfico 4.3.7

y el cuadro 4.3.6, se produjo una sustancial reducción del

consumo de electricidad en el mercado liberalizado en

2006 respecto a 2005 del 36,5% al 23,7% (28.733 GWh

menos que en 2005), debido a los elevados precios regis-

trados en el mercado de producción durante 2005 y 2006,

lo que tuvo como efecto el retorno de clientes al régimen

de tarifa integral.

Por último, en lo concerniente a la composición del

mercado liberalizado se observa que los consumido-

res conectados al nivel de tensión 1 (entre 1 kV y

36 kV) han seguido siendo los participantes del mer-

cado más activos durante 2006, suponiendo el 43,4%

del consumo de dicho nivel de tensión (véase cuadro

4.3.6).

4.3.2. Comparación internacional de precios

Las dos metodologías habitualmente consideradas en la

comparación internacional de precios de la electricidad

y gas natural, son la metodología de precios medios, uti-

lizada por la Agencia Internacional de la Energía, y la de

los consumidores tipo, utilizada por Eurostat, cuyas

características se describen en el cuadro 4.3.7.

La metodología de precios medios, permite comparar

niveles globales de precios medios entre países, obvian-

do los problemas de las diferentes estructuras tarifarias

existentes en cada país.

No obstante, la utilización de estadísticas basadas en dicha

metodología a efectos comparativos requiere, por una

parte, conocer la distribución de los consumos por grupos

tarifarios, lo que implica un retardo en la publicación de la

información. Por otra parte, es necesario tener en cuenta

86

Elec

tric

idad

MW

h

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

ene-

03

mar

-03

may

-03

jul-

03

sep-

03

nov-

03

ene-

04

mar

-04

may

-04

jul-

04

sep-

04

nov-

04

ene-

05

mar

-05

may

-05

jul-

05

sep-

05

nov-

05

ene-

05

mar

-05

may

-05

jul-

05

sep-

05

nov-

05

2.0 A 2.0 NA 3.0

Gráfico 4.3.6. Evolución del consumo de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa

de acceso. Total nacional

No se incluye Ceuta y Melilla.

Fuente: CNE.


87

Elec

tric

idad

Participación en el mercado (%) 2005 2006

Baja tensión (inferior a 1 kV) 16,1% 14,0%

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 75,1% 43,4%

Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 46,2% 28,3%

Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 21,6% 10,9%

Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 7,6% 6,6%

Alta tensión 55,9% 32,7%

TOTAL 36,5% 23,7%

Notas:

— Se excluyen la energía correspondiente a las exportaciones internacionales y otros consumos.— Tarifa 6.5 aplicada a clientes nacionales, según el artículo 10 del RD 1164/2001 se distribuye por niveles de tensión.— Se excluye Ceuta y Melilla.

Fuente: CNE.

Cuadro 4.3.6. Participación anual en el mercado liberalizado. Consumo por niveles de tensión. Total

nacional. Años 2004 y 2005

Mes de Consumo

Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV)

Alta tensión 4 (≥ 145 kV)

Baja tensión (< 1 kV)

Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV)

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV)

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

%

Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06

≥ 1 GWh/año Toda la Alta Tensión Total

≥ 5

GWh/

año

≥ 3

GWh/

año

≥ 4

GWh/

año

Gráfico 4.3.7. Evolución mensual de la participación del consumo en el mercado liberalizado por niveles

de tensión

Fuente: CNE.

%


que la comparación de precios medios en distintos años

según esta metodología no aísla el efecto de variación de

precios, sino que también incluye el efecto de la composi-

ción de los consumos.

La metodología de precios de consumidores tipo, permi-

te realizar comparaciones internacionales de precios de

los consumidores tipo seleccionados, aislando variacio-

nes en los precios y permitiendo una actualización de la

información con un retardo de sólo 6 meses. Además,

tienen la consideración de estadísticas oficiales europe-

as, según la Directiva 90/377/CE.

Sin embargo, las características de estadísticas basa-

das en esta metodología limitan la comparación inter-

nacional de precios energéticos. En primer lugar, se

desconoce la representatividad entre países de cada

uno de los consumidores tipo definidos. En segundo

lugar, al no disponerse de la ponderación de cada uno

de los consumidores tipo, esta metodología no es ade-

88

Elec

tric

idad

Cuadro 4.3.7. Descripción de metodologías de precios internacionales de electricidad

Precios medios de consumidores tipo

Metodología Fuente Tipología de clientes

Precios medios deconsumidores tipo

EurostatDirectiva 90/377/CE

Electricidad5 domésticos9 industriales

Ventajas

— Utilidad para realizar benchmarking internacional de precios de consumidores tipo seleccionados en términosde variaciones de precios (aísla el efecto precio).

— Estadísticas oficiales Eurostat, según la Directiva Europea 90/377/CE.— Actualización de la información con un retardo de sólo 6 meses.

Incovenientes

— Se desconoce la representatividad entre países de cada consumidor tipo.— No adecuado para comparar entre países niveles globales de precios medios de domésticos/industriales (faltan

las ponderaciones de cada consumidor tipo en cada país para agregar).— Falta de representatividad y disponibilidad de información de precios de clientes que acuden al mercado.

Facturación media de clientes


Facturación media de clientes Agencia Internacional de la Energía(OCDE)

Total domésticosTotal industria

Ventajas

— Permite comparar niveles globales de precios medios entre países.

Inconvenientes

— Retardo en la publicación de la información: necesario conocer la distribución de los consumos por grupostarifarios (no hay datos disponibles en 2006 para algunos países).

— Discrecionalidad en la definición de la facturación media de clientes domésticos/industriales.— Tasas de variación interanuales: no aíslan el efecto de variación de precios, también incluyen el efecto de la

variación en los consumos.


cuada para comparar niveles de precios globales de

consumidores domésticos e industriales. Por último,

se desconoce la representatividad de la información de

precios de los clientes que acuden al mercado liberali-

zado. En muchos casos no se dispone de dicha infor-

mación por motivos de confidencialidad en los datos

de clientes.

Comparación de precios medios de electricidad

según la AIE

La Agencia Internacional de la Energía (AIE), publica

los precios medios de electricidad de consumidores

domésticos e industriales, para países pertenecientes a la

OCDE, entre los que se encuentra España.

Cabe señalar que la información más reciente de precios

internacionales de electricidad de la Agencia Inter-

nacional de la Energía corresponde al primer trimestre

de 2007, si bien en la información que se presenta a con-

tinuación, se analiza la información de 2006, por ser éste

el último ejercicio completo con información disponible

para España.

Los precios pagados por los consumidores domésticos

de electricidad en los países de la UE-255 y Noruega,

según la información proporcionada por la Agencia

Internacional de la Energía correspondiente al año 2006,

configura el siguiente mapa europeo de niveles de pre-

cios de la electricidad, en términos nominales (véase

gráfico 4.3.8).

España se situó en el área intermedia de países europe-

os (novena posición de los 13 países analizados) de

precios medios de electricidad, excluyendo impuestos,

para los consumidores domésticos en 2006. El nivel

medio de precios para los consumidores domésticos en

España fue un 6,3% superior a la media aritmética de

precios europeos.

Reino Unido, Irlanda y, una vez más, Portugal fueron los

países europeos con precios medios de electricidad más

elevados del entorno para consumidores domésticos en

2006, mientras que Noruega, Finlandia y Polonia fueron

los países europeos con menores precios.

En el cuadro 4.3.8, se muestran los precios medios de la

electricidad de los consumidores domésticos en la

89

Elec

tric

idad

A) Países con precios < 8,0 cent. €/kWh

B) Países con precios entre 8,0 y 9,0 cent. €/kWh (3)

C) Países con precios 9,0 y 12,0 cent. €/kWh (4)

D) Países con precios > 12,0 cent. €/kWh

Gráfico 4.3.8. Facturación media de la electricidad

de los consumidores domésticos

en la UE-25 y Noruega (cent. €/kWh).

Se excluyen impuestos. Año 2006

No se dispone de información de Alemania, Bélgica,Dinamarca, Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco sedispone de información para Chipre, Eslovenia, Estonia,Letonia, Lituania y Malta por tratarse de países que nopertenecen a la OCDE.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía.

5 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayo de2004.


Unión Europea y Noruega correspondientes a los años

2006 y 2005, así como la tasa de variación acumulada

en 2006 respecto al ejercicio anterior, en términos

nominales, de los precios medios de la electricidad de

los consumidores domésticos en la Unión Europea y

Noruega. Se observa que Reino Unido fue, en el año

2006, el país con el precio de la electricidad más eleva-

do del entorno europeo (14,15 cent €/kWh), seguido de

Irlanda y Portugal (ambos registran 14,00 cent €/kWh).

Sin embargo, Noruega (4,72 cent €/kWh) fue el país

con el menor precio de la electricidad del entorno

europeo en 2006.

El único país que redujo, en términos nominales, los

precios medios de la electricidad de los consumidores

domésticos en el entorno europeo en 2006 respecto a

2005 fue Austria, con una disminución acumulada del

1,9%. Por otra parte, Noruega fue el país que más

aumentó el precio de los consumidores domésticos en el

mismo período de referencia, con un destacado incre-

90

Elec

tric

idad

CONSUMIDORES DOMÉSTICOS

Precio medio europeo = Precio medio europeo == 10,05 cent €/kWh = 10,13 cent €/kWh % variación 2006-2005

2005 2006

Noruega 3,34 Noruega 4,72 Austria -1,9%

República Checa 7,16 Finlandia 7,61 Irlanda 0,0%

Finlandia 7,23 Polonia 8,12 Hungria 0,7%

Polonia 7,48 Rep. Checa 8,19 Francia 0,7%

Grecia 8,30 Francia 8,61 Portugal 1,7%

Francia 8,55 Austria 9,40 Finlandia 5,3%

Hungria 9,51 Hungría 9,57 España 6,2%

Eslovaquia 9,52 Eslovaquia 10,43 Polonia 8,5%

Austria 9,58 España 10,77 Eslovaquia 9,6%

Dinamarca 10,03 Holanda 12,14 Holanda 10,4%

España 10,14 Irlanda 14,00 Rep. Checa 14,3%

Holanda 11,00 Portugal 14,00 Reino Unido 23,8%

Reino Unido 11,43 Reino Unido 14,15 Noruega 41,5%

Italia 12,00 Alemania … Alemania …

Luxemburgo 13,11 Dinamarca … Dinamarca …

Portugal 13,76 Grecia … Grecia …

Irlandia 14,00 Italia … Italia …

Alemania 14,74 Luxemburgo … Luxemburgo …

(...) Dato no disponible.


Cuadro 4.3.8. Precios medios de electricidad de consumidores domésticos en la Unión Europea

y Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos


mento del 41,5%. Asimismo, en España la variación

acumulada en 2006 respecto a 2005, en términos nomi-

nales, de las tarifas integrales para este tipo de clientes

alcanzó el 6,2%.

En el caso de los consumidores industriales, España se

situó en 2006 en el tercer grupo de países con precios

medios de la electricidad más altos del entorno europeo.

En particular, registró un quinto lugar de los 10 países

analizados, con un nivel de precios un 1,6% superior a

la media de países del entorno considerado. Irlanda

(9,70 cent €/kWh) y Portugal (8,80 cent €/kWh) fueron

los países con los precios medios de electricidad más

elevados, mientras que Noruega y Francia, una vez más,

registraron los precios más bajos (3,53 cent €/kWh y

3,59 cent €/kWh) de los 10 países con información dis-

ponible en el pasado ejercicio (Véase gráfico 4.3.9.).

En el cuadro 4.3.9, se muestran los precios medios de

la electricidad de los consumidores industriales en la

Unión Europea y Noruega correspondientes a los años

2005 y 2006, así como la tasa de variación acumulada

asociada a ese período.

Noruega, fue en el año 2006 el país que más incremen-

tó el precio medio de la electricidad de los consumido-

res industriales con una subida acumulada del 26% res-

pecto a 2005, seguido de Irlanda, con una variación del

21%. Por otra parte, el país con menor modificación en

el precio medio de consumidores industriales en el

mismo período, fue Francia con un 1%.

Si la comparación internacional de precios medios de la

electricidad se realiza en términos de Paridad de Poder

Adquisitivo (PPP6), en lugar de en términos de la unidad

monetaria común (euros), España registró posiciones

muy similares en el ranking europeo de precios. En par-

ticular, en la escala de precios de electricidad más bajos,

España se situó en 2006 en el puesto sexto (de 13 paí-

ses) y cuarto (de 10 países) para consumidores domésti-

cos e industriales, respectivamente (véase cuadro

4.3.10).

En relación con los precios de Noruega, país pivote por

registrar los precios de electricidad más bajos del ámbi-

to europeo, en 2006 los precios para los consumidores

domésticos en España, en términos de PPP, fueron 3,19

veces los registrados en Noruega y para los consumido-

res industriales fueron 2,75 veces.

91

Elec

tric

idad

A) Países con precios < 5,0 cent. €/kWh



D) Países con precios > 8,5 cent. €/kWh (2)

Gráfico 4.3.9. Facturación media de la electricidad

de los consumidores industriales en

la UE-25 y Noruega (cent. €/kWh).

Se excluyen impuestos. Año 2006

No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Dinamarca,Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco se dispone deinformación para Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania yMalta por tratarse de países que no pertenecen a la OCDE.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía. 6 Purchasing Power Parity.


Cabe destacar que, tanto en 2005 como en 2006,

Eslovaquia fue el país de mayores precios en términos

de PPP, junto con Portugal, para consumidores domésti-

cos, y Hungría, en el caso de los industriales.

En los gráficos 4.3.10 y 4.3.11 se muestra la diferente

imposición aplicada al consumo de electricidad entre

los países del entorno europeo. Según la información

de la Agencia Internacional de la Energía, la fiscalidad

de la electricidad en el caso español para consumido-

res domésticos (impuesto de la electricidad e IVA)

supuso un 18% del precio total de la electricidad en el

año 2006, ocupando la fiscalidad española una posi-

ción intermedia (séptimo país europeo con mayores

gravámenes de 13 países) en el entorno europeo para

dicho año.

Asimismo, al realizar la comparación de precios de elec-

tricidad de consumidores domésticos excluyendo

impuestos, la posición de España en el ranking de pre-

cios más bajos del entorno europeo, empeora hasta la

novena posición.

92

Elec

tric

idad

CONSUMIDORES INDUSTRIALES

Precio medio europeo = Precio medio europeo == 6,40 cent. €/kWh = 6,81 cent. €/kWh % variación 2006-2005

2005 2006

Noruega 2,80 Noruega 3,53 Francia 1%

Francia 3,56 Francia 3,59 Polonia 4%

Polonia 5,13 Polonia 5,34 Austria 8%

Finlandia 5,21 Austria 6,70 España 8%

Grecia 5,39 España 6,92 Hungría 9%

Austria 6,20 Rep. Chueca 7,48 Portugal 12%

España 6,38 Eslovaquia 7,82 Eslovaquia 13%

Rep. Checa 6,49 Hungría 8,27 Rep. Checa 15%

Reino Unido 6,67 Portugal 8,80 Irlanda 21%

Alemania 6,76 Irlanda 9,70 Noruega 26%

Eslovaquia 6,95 Alemania … Alemania …

Hungría 7,62 Finlandia … Finlandia …

Portugal 7,89 Grecia … Grecia …

Irlanda 8,00 Italia … Italia …

Italia 11,00 Reino Unido … Reino Unido …

(...) Dato no disponible.


Cuadro 4.3.9. Precios medios de electricidad de consumidores industriales en la Unión Europea

y Noruega (cent. €/kWh). Excluye impuestos


Por otra parte, la fiscalidad de la electricidad para los

consumidores industriales7 es, como porcentaje del pre-

cio final y en términos generales, menor que la aplicada

en promedio a los consumidores domésticos del conjun-

to de países considerados.

En el caso español, la fiscalidad aplicada a consumido-

res industriales (el impuesto de la electricidad es el

único tributo que grava el consumo de electricidad de

los consumidores industriales) supuso el 4,9% del pre-

cio total de la electricidad en el año 2006, ocupando la

93

Elec

tric

idad

DomésticoPPP

(Índice Noruega = 100)

Noruega 100

Finlandia 269

Dinamarca 320

Francia 339

Austria 385

Grecia 424

Holanda 437

Reino Unido 443

España 477

Luxemburgo 493

Irlanda 500

Italia 504

Rep. Checa 536

Polonia 556

Alemania 579

Hungría 668

Portugal 702

Eslovaquia 737

IndustrialPPP

(Noruega = 100)

Noruega 100

Francia 169

Finlandia 231

Austria 297

Reino Unido 309

Alemania 317

Grecia 328

Irlanda 341

España 358

Polonia 455

Portugal 480

Italia 552

Rep. Checa 579

Hungría 639

Eslovaquia 642

Dinamarca ...

Holanda ...

Luxemburgo ...

Cuadro 4.3.10. Ranking de facturación media de electricidad en la UE-25 y Noruega en términos de

paridad de poder adquisitivo. Se excluyen impuestos

2005

DomésticoPPP

(Índice Noruega = 100)

Noruega 100

Finlandia 181

Francia 221

Austria 250

Holanda 319

España 319

Irlanda 320

Reino Unido 355

Rep. Checa 373

Polonia 392

Hungría 451

Portugal 457

Eslovaquia 515

IndustrialPPP

(Noruega = 100)

Noruega 100

Francia 123

Austria 238

España 275

Irlanda 296

Polonia 345

Portugal 384

Rep. Checa 456

Eslovaquia 517

Hungría 521

Finlandia ...

Reino Unido ...

Holanda ...

2006

Resto UE datos no disponibles.


7 Excluyendo el IVA de la comparación de preciosindustriales debido a que es un impuesto que es repercutido alconsumidor final.


94

Elec

tric

idad

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%41,0% 37,3% 32,4% 25,4% 24,9% 18,0% 15,9% 11,9% 4,8% 3,9%15,8%22,9% 16,7%

Carga fiscal

Hola

nda

20,5

6)

Noru

ega

(7,5

3)

Aust

ria(1

3,9)

Finl

andi

a(1

0,2)

Fran

cia

(11,

46)

Polo

nia

(10,

53)

Espa

ña(1

3,13

)

Hung

ría(1

1,49

)

Rep.

Che

ca(9

,74)

Eslo

vaqu

ia(1

2,39

)

Irla

nda

(15,

9)

Port

ugal

(14,

7)

Rein

o Un

ido

(14,

85)

Gráfico 4.3.10. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores domésticos

en UE-25 y Noruega. Año 2006

No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Dinamarca, Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco se dispone deinformación para Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania y Malta por tratarse de países que no pertenecen a la OCDE


100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%22,99% 20,0% 11,1% 8,8% 4,9% 0%0%0,8%

Carga fiscal

0% 0%

Aust

ria(8

,7)

Noru

ega

(4,4

1)

Fran

cia

(4,0

4)

Polo

nia

(5,8

5)

Espa

ña(7

,28)

Hung

ría(8

,34)

Eslo

vaqu

ia(7

,82)

Irla

nda

(9,7

)

Port

ugal

(8,8

)

Rep.

Che

ca(7

,48)

Gráfico 4.3.11. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores industriales

(se excluye IVA) en UE-25 y Noruega. Año 2003

No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Dinamarca, Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco se dispone deinformación para Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania y Malta por tratarse de países que no pertenecen a la OCDE



fiscalidad española una posición intermedia en el entor-

no europeo para los consumidores industriales en dicho

año (véase gráfico 4.3.11).

Asimismo, al realizar la comparación de precios de

electricidad de consumidores industriales incluyendo

impuestos para 2006, España ocupó la octava posi-

ción, esto es, mejoró un puesto respecto a la compa-

ración que excluye los impuestos, en el ranking de

países del entorno europeo con menores precios

medios.

Comparación de precios de electricidad de

consumidores tipo

En las estadísticas de Eurostat se incluyen precios

medios de electricidad de 5 consumidores tipo domés-

ticos, denominados Da, Db, Dc, Dd y De, caracteriza-

dos por su consumo anual y por la aplicación o no de

discriminación nocturna en sus precios. De los 5 con-

sumidores tipo domésticos publicados por Eurostat, se

ha seleccionado al consumidor tipo doméstico Db

(1.200 kWh/año y sin discriminación nocturna) por

corresponder a un consumidor doméstico sin discrimi-

nación nocturna, más cercano, al consumidor represen-

tativo del caso español y al consumidor tipo De

(20.000 kWh/año, de los cuales 15.000 kWh de noche)

por ser un consumidor tipo doméstico de gran tamaño

y discriminación nocturna en su tarifa.

Las principales tarifas utilizadas por los clientes domés-

ticos en España corresponden a la tarifa 2.0 y 2.0N. En

2006, el consumo nacional en la tarifa 2.0 y 2.0N ascen-

dió a 62.174 GWh y 10.454 GWh, respectivamente, lo

que supone el 85,5% y el 14,4%, respectivamente del

consumo de baja tensión en tarifas sin discriminación

horaria y discriminación nocturna. El consumo anual

medio a estas tarifas fue de 2.917 kWh para la tarifa 2.0

y de 9.374 kWh para la tarifa 2.0N.

Según la información de Eurostat, en 2006 España

ocupó el decimotercer puesto de precios más bajos para

consumidores domésticos dentro del grupo configurado

por la Unión Europea y Noruega para el consumidor Db

de bajo consumo, y noveno puesto para el consumidor

De de alto consumo y discriminación nocturna, siendo

los precios de los consumidores domésticos tipo Db y

De en España un 4,1% y un 14,6% inferiores a la media

aritmética de los países analizados (véase gráfico

4.3.12).

En contraste, Portugal país de gran interés comparativo

con España a efectos del MIBEL, se situó en la banda

superior de precios en el caso de los dos consumidores

domésticos analizados, siendo un 28,6% y un 39,9%

superiores que las de España en 2006.

Cabe señalar por un lado que para el consumidor tipo

Db, de bajo consumo y sin discriminación horaria,

Malta siguió siendo el país de precio más bajo del

entorno europeo, no obstante, según información de

Eurostat, el gobierno de este país subvenciona la elec-

tricidad a los clientes domésticos. Por otra parte,

Noruega fue el país de precio más elevado de los paí-

ses analizados para este tipo de consumidor doméstico.

No obstante, el precio medio del conjunto de los con-

sumidores domésticos en Noruega, según la informa-

ción de la Agencia Internacional de la Energía, fue el

más bajo del entorno europeo. Asimismo, cabe desta-

car que Noruega presenta el consumo de electricidad

por consumidor doméstico más elevado del entorno

considerado y donde el 99% de su capacidad instalada

es hidráulica, por lo que el coste de generación es muy

reducido y el precio de los consumidores tipo de bajo

consumo no es representativo del consumo de electri-

cidad doméstico.

Por otro lado, para el consumidor tipo De, Lituania fue el

país de precio más bajo del entorno europeo, mientras que

95

Elec

tric

idad


Malta, en contraste con el consumidor tipo Db, fue el país

con el precio más elevado de los países analizados8.

En el grafico 4.3.13 (a) se muestran las tasas de variación

de los precios de la electricidad en Europa en julio de

2006 respecto a julio de 2005, para los consumidores

domésticos analizados. Se observa cómo los precios de la

electricidad de los consumidores domésticos en los dife-

rentes países analizados han seguido una tendencia alcis-

ta en el año 2006 respecto a los del año anterior, salvo en

Noruega, que redujo los precios para el consumidor tipo

Db, Hungría y Austria para el consumidor tipo De.

Según información de Eurostat, en España, el precio de

la electricidad aumentó, en términos nominales, un 5,3%

y 5,4% en 2006 respecto al año anterior para los tipos de

consumidores domésticos, Db y De, respectivamente, lo

que nos sitúa en un rango intermedio de países.

En el gráfico 4.3.13 (b) se analizan, de forma análoga,

las variaciones acumuladas entre 1997 9 y 2006. Según

la información proporcionada por Eurostat, se observa

que España fue uno de los países (el tercero para los

consumidores tipo Db y De) del entorno europeo donde

más disminuyeron, en términos acumulados nominales,

los precios de la electricidad para los consumidores tipo

Db y De. Por otra parte, además de España, sólo Francia,

Austria y Bélgica han registrado disminuciones acumu-

ladas de los precios de la electricidad desde 1997.

96

Elec

tric

idad

Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)

Precio medio Europa = 12,65 cen. €/kWh Precio medio Europa = 7,28 cen. €/kWh14,81Malta

ChipreDinamarca

PortugalHolanda

LuxemburgoIrlanda

AlemaniaSuecia

BélgicaNoruega

EslovaquiaFrancia

�Reino UnidoAustria

HungríaEspaña

EsloveniaPolonia

ÛEstoniaGrecia

Rep. ChecaFinlandia

LetoniaLituania

9,179,02

8,708,308,288,258,117,99

7,767,44

7,197,176,986,86

6,226,36

6,135,835,695,685,52

5,294,82

4,54

NoruegaIrlanda

LuxemburgoAlemaniaHolandaPortugal

SueciaDinamarca

BélgicaEslovaquia

Reino UnidoRep. Checa

ChipreEspañaAustriaFranciaPolonia

FinlandiaEslovenia

HungríaItalia

LituaniaGrecia

EstoniaLetonia

Malta

22,1619,6519,46

17,9716,50

15,6014,90

14,5614,5014,41

13,7513,46

12,9412,1311,93

11,1311,1211,03

10,069,66

8,807,627,47

6,495,845,81

Gráfico 4.3.12. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo domésticos

(cent. €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006

Precios considerados: Nacional en Reino Unido.

Fuente: Eurostat (datos extraidos el 12 de mayo de 2006).

8 El único país para el cual no se dispone de informaciónsobre el consumidor de tipo De es Italia.

9 Se ha tomado 1997 como año de referencia por ser 1998 elpunto de arranque en la liberalización del mercado eléctricoespañol.


Por otra parte, Eurostat publica precios eléctricos de 9

consumidores tipo industriales (Ia, Ib, Ic, Id, Ie, If, Ig,

Ih, Ii), caracterizados por su consumo anual, potencia

contratada y horas anuales de utilización. Con el fin de

simplificar el análisis, se han seleccionado los siguien-

tes consumidores tipo de menor a mayor tamaño:

97

Elec

tric

idad

Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)

14,6%

18,9%

21,6%

46,9%

52,2%

58,9%

64,5%

71,9%

77,8%

117,9%

-11,3%

-6,5%

-2,7%

1,4%

8,5%

Bélgica

Francia

España

Austria

Portugal

Grecia

Finlandia

Luxemburgo

Suecia

Noruega

Dinamarca

Malta

Italia

Irlanda

Hungría

Luxemburgo

Finlandia

-13,4%

-8,4

Austria

Francia

España

Portugal

Bélgica

Suecia

Noruega

Irlanda

Dinamarca

Hungría

Malta

19,1%

30,0%

39,1%

61,9%

65,3%

83,8%

117,6%

155,4%

18,1%

5,8%

14,3%

Grecia

-3,4%

20,2%

Db: hasta 1.200 kWh

-7,6% Noruega

1,2%1,3%1,4%

2,7%2,8%3,4%3,9%4,1%4,5%

5,3%6,0%6,5%6,8%7,1%

8,6%11,3%

12,3%16,4%

17,9%

20,8%

0,0%

0,0%0,0%0,0%Francia

GreciaHungríaLituania

EsloveniaPortugalAustriaBélgica

ItaliaAlemania

PoloniaEstonia

EslovaquiaEspaña

LuxemburgoFinlandia

LetoniaIrlanda

HolandaDinamarca

SueciaRep. Checa

ChipreReino Unido

Malta

Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)

2,4%3,3%

4,2%4,8%5,3%5,4%

6,6%7,3%7,4%

9,7%10,9%11,3%11,3%

14,1%15,4%

17,7%20,4%

21,8%27,3%

38,0%

0,0%0,0%

0,0%

Austria

FranciaEsloveniaLituaniaPortugal

GreciaBélgicaEstoniaPoloniaEspaña

LuxemburgoAlemania

EslovaquiaIrlanda

FinlandiaLetonia

DinamarcaNoruega

Rep. ChecaHolanda

SueciaReino Unido

ChipreMalta

-0,9%-0,6% Hungríaa

Gráfico 4.3.13. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo-

doméstico. Se excluyen impuestos.

Nota: Para el año 1997 se ha considerado el precio Nacional en Reino Unido, el precio de Atenas en Grecia, Madrid en España,París en Francia (por ser igual a los datos de Lille, Estrasburgo, Toulouse, Lyon y Marsella), Dublín en Irlanda, Viena y Tirol enAustria y Lisboa en Portugal. El precio de la electricidad en España en 2006 incluye impuesto de la electricidad para hacerlohomogéneo con el dato de 1997 que incluye la cuota de ayuda al carbón.

Fuente: Eurostat (datos extraidos el 29 de mayo de 2007).


98

Elec

tric

idad

• Ia (potencia contratada 30 kW, 1.000 horas de utili-

zación), por ser el consumidor tipo industrial de

menor tamaño.

• Ic (potencia contratada 100 kW, 1.600 horas de utili-

zación).

• If (potencia contratada 2.500 kW, 4.000 horas de uti-

lización). Tanto Ic como If son representativos de

consumos industriales intermedios.

• Ii (potencia contratada 10.000 kW, 7.000 horas de uti-

lización) por ser el consumidor tipo de mayor tamaño.

España ocupó una posición intermedia para los consu-

midores tipo de menor tamaño Ia (decimoquinto puesto

entre 25 países10), para los consumidores tipo de tamaño

intermedio Ic e If (decimosegundo y decimoquinto pues-

tos, respectivamente) y registró precios de los más ele-

vados del entorno europeo para el consumidor industrial

tipo Ii (decimocuarta posición) (véase gráfico 4.3.14).

Estonia para consumidores industriales de menor y

mayor tamaño (Ia e Ii) y Letonia para los de tamaño

intermedio (Ic e If) fueron los dos países que registraron

en 2006 los menores precios del entorno europeo. Por el

contrario, Chipre registró los precios más elevados para

tres de los cuatro consumidores tipo industriales selec-

cionados. Para el consumidor industrial de menor consu-

mo (Ia) fue en Alemania donde se constató el precio más

alto. Cabe destacar, asimismo, que Irlanda e Italia figu-

ran entre los cinco países con precios más elevados en

todas las tipologías.

El precio de los consumidores de tamaño intermedio Ic

en España fue inferior en un 5,5% a la media aritméti-

ca de precios de los países analizados. Por el contrario,

para el resto de los consumidores industriales tipo ana-

lizados, el precio en España fue, una vez más, superior

al de la media europea. En concreto, esta diferencia fue

de un 3,0% para el consumidor industrial Ia, de un

4,0% para el consumidor If y de un 2,2% para el con-

sumidor Ii.

Portugal, se situó en la banda superior de precios para

los consumidores industriales Ia, Ic e If, siendo un

16,7%, 11,1% y 12,0% superiores, respectivamente, a

los aplicados en España, mientras que se situó en una

posición de precios similar a la de nuestro país para el

consumidor industrial Ii, siendo, únicamente, un 4,0%

inferior.

Los precios de la electricidad de los consumidores

industriales presentaron, en términos generales, un com-

portamiento alcista, salvo en Lituania donde se registra-

ron disminuciones anuales en los precios de tres de los

cuatro consumidores industriales analizados, en Austria

y Chipre para los consumidores Ia, en Eslovenia para Ic,

así como en Hungría y Estonia para If e Ii, respectiva-

mente (véase gráfico 4.3.15 (a)).

Los países donde más aumentaron los precios de los

consumidores industriales, sin descontar el efecto de la

inflación, fueron Reino Unido, Malta, Suecia, República

Checa y Bélgica.

En España, los precios aumentaron, en términos nomi-

nales, en 2006 respecto al año anterior, para todos los

consumidores industriales analizados. En concreto, esta

subida fue de un 5,2% para el consumidor industrial Ia

(decimocuarto país de mayor aumento de precios de

electricidad del entorno europeo), un 11,3% para el con-

sumidor Ic (décimo país donde más aumentaron los pre-

cios), un 11,4% para If e Ii (décimo país de mayor subi-

da de precios en ambos casos).

10 El único país para el cual no se dispone de información esLuxemburgo.


Por último, el gráfico 4.3.15 (b) recoge las tasas de

variación de los precios de la electricidad en Europa

para los consumidores tipo industriales selecciona-

dos en 2006 respecto a 1997. Se observa que los

precios de los consumidores de menor tamaño Ia,

los de tamaño intermedio Ic e If y el de mayor tama-

ño Ii, han registrado aumentos acumulados del

5,1%, 14,6%, 16,3% y 17,6%, respectivamente, lo

que contrasta con los aumentos acumulados, gene-

ralmente más altos, de la mayoría de países del

entorno considerado, según la información facilita-

da por Eurostat.

99

Elec

tric

idad

3,594,774,814,97

5,335,415,465,585,77

6,176,226,31

6,666,68

7,167,197,19

8,028,45

8,809,04

10,0110,36

11,27

Reino Unido

LetoniaEstonia

NoruegaLituaniaFrancia

FinlandiaPoloniaAustria

HungríaEslovenia

Rep. ChecaMalta

SueciaGrecia

EspañaHolanda

EslovaquiaPortugal

AlemaniaBélgicaIrlanda

ItaliaChipre

Ia: Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000

Precio medio Europa = 10,61 cen. €/kWh Precio medio Europa = 9,57 cen. €/kWh

Ic: Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600

If: Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000

Precio medio Europa = 6,88 cen. €/kWh Precio medio Europa = 5,82 cen. €/kWh

Ii: Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000

6,216,506,72

7,417,59

8,318,418,41

9,189,489,8510,00

10,6910,7310,9311,25

11,7312,3312,6512,75

13,3213,42

14,0515,62

17,74

EstoniaFinlandia

LetoniaNoruegaLituania

DinamarcaPoloniaFranciaAustriaSueciaGrecia

HungríaRep. Checa

ReinoEspaña

EsloveniaBélgica

EslovaquiaHolandaPortugal

ChipreItaliaMalta

IrlandaAlemania

5,075,57

6,496,526,65

7,687,707,777,918,28

9,039,049,069,48

10,0410,6011,0411,05

11,7212,24

12,9613,2113,23

9,70

17,13

LetoniaEstonia

FinlandiaLituaniaNoruega

EsloveniaFrancia

DinamarcaPoloniaSueciaAustriaEspañaGrecia

EslovaquiaRep. Checa

PortugalMalta

HungríaReino Unido

HolandaItalia

BélgicaAlemania

IrlandaChipre

3,023,54

3,844,264,474,60

4,925,105,195,20

5,715,71

5,956,006,256,51

7,097,61

8,318,59

10,37

5,78

Rep. Checa

Reino Unido

EstoniaLetonia

NoruegaFinlandia

PoloniaGrecia

LituaniaHungríaAustria

PortugalMalta

HolandaEspañaSuecia

Eslovaquia

BélgicaAlemania

IrlandaItalia

Chipre

Gráfico 4.3.14. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo industriales

(cent €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2004

Fuente: Eurostat (datos extraidos el 29 de mayo d 2007).


100

Elec

tric

idad

Ia (Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000) Ic (Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600)

28,4%41,2%

57,3%60,5%

68,0%

24,8%

22,3%12,9%12,1%

-21,7%-16,5%

-9,0%

-8,2%5,1%

BélgicaFranciaItaliaReino Unido

EspañaFinlandia

PortugalIrlanda

NoruegaGreciaSuecia

HungríaDinamarca

Malta

30,9%42,4%

56,9%70,4%

136,2%

28,3%

23,5%

20,4%19,1%

-14,8%0,2%

4,4%10,9%14,6%

FranciaNoruega

PortugalBélgica

EspañaFinlandia

Reino UnidoIrlanda

GreciaItalia

SueciaDinamarca

MaltaHungría

If (Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000) Ii (Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000)

47,6%

60,5%

63,0%

75,4%

41,7%

32,9%

28,5%

28,0%

-16,2%

10,2%

12,9%

16,3%

20,1%

FranciaPortugal

Malta

España

Noruega

Bélgica

Grecia

Finlandia

Reino Unido

Italia

Hungría

Irlanda

Suecia

64,5%

28,1%

26,6%

17,6%

13,4%

72,4%

73,1%

85,1%

Noruega

España

Reino Unido

Grecia

Bélgica

Irlanda

Hungría

Italia

Suecia

Ia (Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000) Ic (Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600)

If (Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000) Ii (Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000)

6,7%7,0%

9,6%9,8%10,3%10,3%11,3%11,8%11,9%12,9%

18,7%21,2%

25,5%26,3%

30,6%38,3%

2,7%0,6%0,0%0,0%

3,4%3,5%4,8%

6,7%

Eslovenia-0,4%LituaniaFranciaPoloniaEstoniaHungría

GreciaFinlandia

IrlandaEslovaquia

AustriaAlemania

ChipreLetonia

PortugalEspaña

HolandaNoruega

DinamarcaItalia

BélgicaRep. Checa

SueciaReino Unido

Malta

Chipre

4,4%4,5%5,2%5,6%

7,3%7,6%8,0%

9,4%10,7%

14,8%15,9%16,7%

24,1%31,6%

37,7%39,2%

0,7%0,6%0,0%

-2,5%

0,9%2,5%2,9%3,5%

AustriaFrancia

EsloveniaHungríaBélgicaPoloniaLituania

GreciaEstoniaLetoniaEspaña

AlemaniaFinlandia

IrlandaPortugal

DinamarcaNoruegaHolanda

EslovaquiaItalia

Rep. ChecaSueciaMalta

Reino Unido

-34,1%

Hungría

8,7%9,3%9,3%10,4%10,7%11,4%11,7%

15,5%15,6%15,8%16,5%17,2%

28,4%30,6%

50,9%

3,6%3,4%

0,0%-0,1%

-3,7%

4,6%5,8%6,3%6,5%

LituaniaFrancia

EslovaquiaGrecia

EsloveniaNoruega

MaltaFinlandia

LetoniaPortugalHolandaPolonia

AlemaniaEspañaEstoniaChipre

IrlandaAustria

ItaliaRep. Checa

BélgicaSuecia

Reino Unido

9,0%9,7%

11,4%11,7%13,0%

16,7%17,1%

18,2%20,6%

27,3%30,4%

3,4%0,8%

0,0%-0,2%

-8,3%

5,9%8,1%8,3%8,4%

37,0%

EstoniaLituania

PortugalMaltaGrecia

PoloniaFinlandia

LetoniaHolanda

AlemaniaNoruegaEspaña

HungríaRep. Checa

ItaliaChipreAustriaIrlandaBélgicaSuecia

Reino Unido

Gráfico 4.3.15. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo

industriales. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004

Para el año 1997 se ha considerado el precio Nacional en Reino Unido, el precio de Atenas en Grecia, Madrid en España, París enFrancia (por ser igual a los datos de Lille, Estrasburgo, Toulouse, Lyon y Marsella), Dublín en Irlanda, Viena y Tirol en Austria yLisboa en Portugal. El precio de la electricidad en España en 2006 incluye impuesto de la electricidad para hacerlo homogéneo conel dato de 1997 que incluye la cuota de ayuda al carbón.Fuente: Eurostat (datos extraidos el 29 de mayo de 2007).


4.4. Calidad de suministro

De acuerdo con la última información disponible en esta

Comisión la calidad de suministro en España ha ido

mejorando en términos generales a lo largo del tiempo,

como puede verse en la evolución del indicador TIEPI

correspondiente a las interrupciones imprevistas, que

recoge el gráfico 4.4.1 para el período 1990-2006,

pasando de 6,67 horas en 1990 a 1,88 horas en 2006, lo

que representa una disminución de aproximadamente el

70%. Esto pone de manifiesto la tendencia en la mejora

de calidad que se está produciendo en los últimos años

por parte de las empresas distribuidoras, si bien en sitios

puntuales se denota una calidad de servicio inferior a los

umbrales de calidad aceptables.

El gráfico indicado y los datos individualizados mues-

tran que en España existe una gran diferencia en los

índices de calidad de suministro entre provincias. Así,

mientras que el tiempo medio de interrupción en 2006

para la provincia que tiene mejor calidad de suministro

(Álava) es de 0,93 horas y en la de peor calidad (Huelva)

el tiempo asciende a 4,57 horas.

La calidad de servicio debe estar íntimamente ligada a la

retribución de la actividad de distribución. En la nueva

propuesta de metodología retributiva para la actividad de

distribución de electricidad se introduce un incentivo a

la mejora de calidad de servicio por el cual cada empre-

sa distribuidora tendrá una bonificación/penalización en

base a su calidad zonal.

Por otro lado, el Real Decreto 1955/2000 vincula la retri-

bución de la actividad de distribución con la calidad del

servicio a través de un doble mecanismo de, por una parte,

bonificación a la facturación a los clientes, si se incumplen

los mínimos de calidad individual, y por otra, de financia-

ción, con cargo a las empresas distribuidoras, de planes de

mejora si se incumplen los mínimos de calidad zonal.

Asimismo, la CNE ha colaborado con el Ministerio en la

elaboración de un estudio sobre el grado de cumplimien-

101

Elec

tric

idad

Máx. Provincial Mín. Provincial España

TIEP

I (h

oras

/año

)

Años

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 2006

Gráfico 4.4.1. Evolución de la continuidad de suministro en España, TIEPI total y dispersión provincial

Fuente: MITyC.


to por parte de las empresas distribuidoras de los índices

de calidad del servicio establecidos en el Real Decreto

1955/2000, que ha permitido elevar el grado de exigen-

cia en dichos índices, y que finalmente han sido plasma-

dos en el Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre,

por el que se establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de

enero de 2007.

Por otro lado la Orden 797/2002, de 22 de Marzo, por la

que se aprueba el procedimiento de medida y control de

la continuidad de suministro, define una metodología

homogénea y auditable a todas las empresas distribuido-

ras para medir la continuidad del suministro eléctrico.

Es decir, dicho procedimiento establece los criterios y la

metodología a seguir para la recogida y tratamiento de

los datos de la continuidad del suministro, incluyendo

los necesarios para la elaboración de los índices de cali-

dad zonal TIEPI, percentil 80 del TIEPI y NIEPI.

También define las características del sistema de regis-

tro de incidencias, la información de base necesaria y la

recogida y tratamiento de los datos de continuidad nece-

sarios para poder evaluar para cada cliente si se han

incumplido o no sus condiciones de Calidad Individual

y, en caso afirmativo, poder aplicarle el preceptivo des-

cuento en la facturación.

Después de ser aprobado dicho procedimiento, la

implantación de los descuentos por incumplimiento de

los límites establecidos entró en vigor el 1 de enero del

2004, año siguiente a la finalización del período de

implantación del citado procedimiento de registro.

Asimismo, y en relación con la citada Orden, las empre-

sas eléctricas distribuidoras están remitiendo a esta

Comisión la información que les fue solicitada, sobre la

implantación del «Procedimiento de medida y control de

la continuidad suministro eléctrico», así como informa-

ción mensual requerida en los diferentes Cuadros que

figuran en el citado procedimiento.

Asimismo, el citado Real Decreto 1955/2000, establece

que se debe elaborar un procedimiento de medida y con-

trol de la calidad de onda, homogéneo para todas las

empresas y auditable. La CNE elaboró un segundo

102

Elec

tric

idad

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Imprevistos Programados Total

TIEP

I (h

oras

/año

)

Años

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

Gráfico 4.4.2. Evolución de la continuidad de suministro en España, TIEPI total y por sus causas

Fuente: MITyC.


informe sobre la propuesta del Procedimiento de medi-

da y control de calidad de producto, elaborado por las

asociaciones de empresas eléctricas UNESA, CIDE y

ASEME, una vez incorporados al mismo la mayoría de

los comentarios formulados por la CNE en su primer

informe. En dicho procedimiento se desarrollan los cri-

terios y metodología a seguir para la medida y trata-

miento de los datos de los distintos aspectos de la cali-

dad de onda, definidos en la norma UNE 50.160.

La citada propuesta de procedimiento consta de tres

partes: el procedimiento propiamente dicho y dos

memorias justificativas, una técnica y otra económica.

El procedimiento incluye la obligación de las empresas

distribuidoras de medir los parámetros que destaca el

Real Decreto 1955/2000 en el artículo 102.1, en un

número determinado de barras MT de las subestacio-

nes AT/MT en condiciones normales de explotación de

cada provincia.

Por otro lado, el Real Decreto 1955/2000 también esta-

blece la calidad comercial o calidad de atención al clien-

te que se determina atendiendo a las características del

servicio, y que es exigible desde el 1 de Enero de 2001.

103

Elec

tric

idad



Gas

03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 105


1.1. Características del gas natural

El gas natural (GN) es una sustancia de origen

fósil, procedente de la descomposición de materia

orgánica atrapada bajo la superficie terrestre en

estratos que han impedido su liberación a la atmós-

fera.

Se encuentra en la naturaleza en yacimientos sub-

terráneos tanto terrestres como marinos, en forma

de bolsas, asociadas o no a yacimientos de otros

combustibles fósiles.

Está formado en su mayor parte por metano (en

proporciones próximas al 90% en volumen, depen-

diendo de la procedencia) y fracciones variables de

hidrocarburos gaseosos más pesados (etano, pro-

pano, butano, pentano y hexano principalmente) y

otros gases como nitrógeno y dióxido de carbono.

La composición es función del origen y los proce-

sos a los que haya sido sometido a la salida del

yacimiento (pueden haberse extraído las fraccio-

nes más pesadas de los hidrocarburos como el

butano y propano).

El gas natural se caracteriza por ser incoloro, no tóxi-

co e inodoro, aunque se le añaden sustancias odori-

zantes para facilitar su detección en caso de fuga.

Los parámetros que definen la calidad del gas

natural son:

— Composición molar.

— Poder Calorífico Superior (PCS): es el calor

desprendido en la combustión completa de

una unidad de volumen de gas considerando

el agua producto de la reacción en estado

líquido. Sus valores se encuentran típicamen-

te en un rango de 10,45-12,8 kWh/m3 (n).

— Poder Calorífico Inferior (PCI): análogo al

anterior pero considerando el agua resultado

de la combustión en estado vapor.

1. El gas natural

107

Gas

Propiedad(*) Unidad Mínimo Máximo

Índice de Wobbe kW/m3 13,368 16,016

PCS kW/m3 10,23 13,23

D m3/m3 0,555 0,7

S Total mg/m3 - 50

H2S + COS (como S) mg/m3 - 15

RSH (como S) mg/m3 - 17

O2 mol % - [0,01]

CO2 mol % - 2,5

H2O (punto de rocío) ºC at 70 bar (a) - 2

HC (punto de rocío) ºC at 1-70 bar (a) - 5

(*) Tabla expresada en las siguientes condiciones de referencia: [25º C; V (0º C: 1,01325 bar)].

Fuente: Resolución 13 de marzo de 2006 de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se

establece los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista.

Cuadro 1.1.1. Especificaciones de calidad del gas natural


— Densidad. La densidad absoluta del gas natural

es función de su composición, que varía entre

0,75 y 0,85 kg/m3 (n). Un factor de conversión

aceptado es el considerar 1 m3 de gas natural

licuado (GNL) equivale a 580 m3 (n) de GN.

— Índice de Wobbe (PCS/d0,5) indica la intercam-

biabilidad entre gases desde el punto de vista

de la aplicación final. En función del mismo se

clasifican típicamente en tres familias:

• 1.ª FAMILIA: Gas manufacturado (H2,

CH4 y CO2) entre 6,23 y 6,89 kWh/m3.

• 2.ª FAMILIA: Gas natural, aire propanado

entre 10,86 y 15,19 kWh/m3.

• 3.ª FAMILIA: GLP (butano y propano)

entre 20,25 y 24,25 kWh/m3.

— Impurezas.

1.2. El mercado del gas en el mundo

1.2.1. Reservas probadas de gas natural en

el mundo

Se entiende por reservas probadas aquellas que tie-

nen una certeza superior al 90% de ser explotadas

en las condiciones técnicas y económicas existen-

tes en el momento de su evaluación.

A final de 2006 las reservas probadas de gas natu-

ral se han estimado en 182,7 billones (1012) de m3,

equivalentes aproximadamente a 164.500 Mtep.

Esta cantidad supone un aumento de las mismas

del 1,3%, en relación con el año anterior

(180,6 billones de m3). Con idéntica fecha, las de

crudo de petróleo se estimaron en 167.600 Mtep.

Ubicándolas por zonas, las mayores reservas se

encuentran en Oriente Medio, con 73,0 billones

de m3 de gas natural, que representan aproximada-

108

Gas

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Mile

s de

Mte

p

Gas naturalPetróleo Relación de reservas de gas natural/petróleo (%)

1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003 2004 2006 2007

48,43

58,38

90,5096,19 97,00 96,43 97,04 96,31 96,84 97,91 100,50 103,66

110,91102,05 99,32 99,26 99,27 98,15

85,09

35,5

56,8

69,2

86,7

116,

4

131,

3

132,

6

132,

4

134,

2

135,

7

138

140,

4

141,

1

147,

3

158,

6

159,

6

161

161,

7

162,

4

164,

5

73,3

97,3

87,6

95,8

136,

8

136,

7

137,

3

138,

3

140,

9

142,

5

143,

4

140,

4

142,

1

143

156,

4

162,

1

162,

9

163,

6

167,

6

136,

5

79,00

Gráfico 1.2.1. Evolución de las reservas probadas de petróleo y gas natural (miles de Mtep)

Datos referidos a principios de año.

Fuente: Sedigas.


mente un 40% de las reservas totales. A continua-

ción se encuentra Europa Oriental, donde, se

incluyen los países de la antigua Unión Soviética y

Rumanía: se estima que esta zona cuenta con

59,7 billones de m3, un 3% superior al año ante-

rior, representando un 32,7% de las reservas mun-

diales. Turkmenistán y Kazajstán incrementaron

en 2006 sus reservas en un 40,9% y un 53,8% res-

pectivamente respecto al año anterior.

Destacan también Irán, con el 15,1% de las reser-

vas mundiales y Qatar con 14,1%. Son también

importantes las reservas situadas en Nigeria,

Arabia Saudí y Abu Dhabi. Debe destacarse tam-

bién el notable incremento en las reservas de gas

natural en Estados Unidos, ya que aumentaron un

6% respecto al año previo, y suponen un 3,2% del

total de reservas del mundo.

Las dos zonas que registraron descensos en sus

reservas fueron América Central y del Sur, con una

disminución del 4,3%, y Europa OCDE con un

descenso del 9,8%.

1.2.2. Producción comercializada de gas

natural en el mundo

La producción comercializada de gas natural es

aquella que contribuye, directamente como ener-

gía primaria, al balance energético mundial. Es

decir, es la resultante de la producción bruta una

vez descontados el gas reinyectado en los yaci-

109

Gas

Gráfico 1.2.2. Reservas probadas por zonas final 2006

Datos: billones (1012) de m3.% respecto al total (182,7 billones de m3).Reservas OPEP: 89,5 billones de m3 (48,98% del total).

Fuente: Sedigas.

AMÉRICA DEL NORTE

7,54,1%

AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR

EUROPA-OCDE

14,47,9%

ÁFRICA

15,78,6%

6,33,6%

7,03,9%

ANTIGUA URSS59,7832,7%

ORIENTE MEDIO73,0

40,0%

ASIA-OCEANÍA


110

mientos, las pérdidas en antorcha y otras evacua-

ciones directas, así como otras pérdidas por trata-

mientos antes de introducirlo en la red, incluyendo

autoconsumo energético por las operaciones lleva-

das a cabo para su puesta en mercado.

A lo largo del año 2006, la producción comerciali-

zada de gas natural en el mundo alcanzó un valor

de 2.930,0 bcm, que en relación con el volumen de

reservas probadas de este mismo año, supone un

1,6% de las mismas, proporción muy similar a la

del año anterior. La producción comercializada

durante el año 2006 tuvo un incremento del 2,9%

respecto a 2005.

Las zonas que encabezan la producción comercia-

lizada son Europa Oriental y América del Norte.

Conjuntamente suponen aproximadamente un

53,1% de la producción comercializada mundial

de gas natural. Por países destacan la antigua

Unión Soviética con un 29%, Estados Unidos con

un 18% y Canadá con 6% del total.

1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo

En adelante se hablará de consumo al determinado

como:

Consumo = Producción comercializada

+ importaciones – exportaciones

No se tienen en cuenta las cantidades destinadas a

almacenamiento en cada país, siendo por lo tanto

idénticos el volumen total de gas producido y con-

sumido.

El consumo mundial de gas natural durante el año

2006 ascendió a 2.930 bcm, lo que supone un

aumento del mismo del 2,9%, en relación con el

ejercicio anterior.

Gas

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

bcm

1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005 2006

América del Norte

África

América Central y del Sur

Oriente Medio

Europa-OCDE

Asia-Oceanía

Antigua URSS

Gráfico 1.2.3. Evolución de la producción comercializada por zonas

Fuente. Sedigas.


111

Gas

AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR

EUROPA-OCDE

ÁFRICA

EUROPA ORIENTAL845,228,8%

ORIENTE MEDIO328,211,2%

ASIA-OCEANÍA186,66,4%

291,910,0%

190,56,5%

377,012,7%

AMÉRICA DEL NORTE

710,624,3%

Gráfico 1.2.4. Producción comercializada de gas natural por zonas. Año 2006

Datos: 109 m3.% respecto al total (2.930 billones de m3).

Fuente: Sedigas.

bcm

(m

illar

dos

de m

3 )

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

América del Norte

África


Oriente Medio

Europa-OCDE

Asia-Oceanía

Antigua URSS

1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005 2006

Gráfico 1.2.5. Evolución de la producción comercializada por zonas hasta el año 2006

Fuente: Sedigas.


Los responsables de los mayores consumos han

sido los países componentes de la antigua URSS,

con 677,5 bcm, seguidos de Estados Unidos, con

619,0 bcm y Europa1, con 541,9 bcm. Estos con-

centran una proporción cercana al 63% del consu-

mo mundial.

Si para cada año se compara el volumen de gas

natural que constituye las reservas probadas con el

consumo registrado, se obtiene el número de años

durante los que podría abastecerse dicho consumo

de mantenerse constante. Este valor ha evolucio-

nado de forma creciente desde 1970 hasta media-

dos de los noventa, para estabilizarse desde enton-

ces en torno a un valor entre 60 y 65 años, superior

al correspondiente para el petróleo.

En el gráfico 1.2.9 se recoge la información anali-

zada sobre reservas, producción y consumo de gas

natural y se representa de forma conjunta en tér-

minos de porcentaje, para poder relacionar estos

valores.

Se observa que en América del Norte, se produce

prácticamente la misma cantidad de gas natural

que se consume, pese a tener uno de los menores

volúmenes de reservas en relación con las demás

agrupaciones de países (situación insostenible a

largo plazo de mantener dicho nivel de consumo).

Presenta un ratio reservas/consumo de 10,5 años.

América Central y del Sur tiene una producción de

gas natural equivalente a su consumo, con impor-

tantes intercambios de gas entre países del cono

sur. Su ratio reservas/consumo es de 38,5 años.

112

Gas

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

América del Norte

África


Oriente Medio

Europa-OCDE

Asia-Oceanía

Europa Oriental

bcm

(m

illar

es d

e m

3 )

1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 20062000 2002 2004

Gráfico 1.2.6. Evolución del consumo de gas natural por zonas

Fuente: Sedigas.

1 Incluye los 25 países integrantes de la Unión Europea, ade-más de Noruega, Suiza y Turquía.


113

Gas

AMÉRICA CENTRAL Y DEL SURÁFRICA

EUROPA ORIENTAL

695,823,7%

ORIENTE MEDIO280,69,6%

182,06,2%

87,33,0%

AMÉRICA DEL NORTE

715,624,4%

EUROPA-OCDE

541,918,5%

ASIA-OCEANÍA

426,714,6%

Gráfico 1.2.7. Consumo de gas natural por zonas. Año 2006

Datos: 109 m3.

% respecto al total (2.930 billones de m3).

Fuente: Sedigas.

37,9

49,9 50,655,3

62,566,9 64,9 65,7 65,5 65,2 62,9 64,2

69,766,8 65,1 63,4 62,4

Rati

o

80

70

60

50

40

30

20

10

01970 1975 1980 1985 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005 2006

Gráfico 1.2.8. Ratio reservas/producción (n.º de años)

Fuente: Sedigas.


Los países agrupados bajo el término Europa-

OCDE son responsables de un consumo importan-

te de gas natural, que es claramente superior a su

volumen de producción. Presentan un ratio reser-

vas/consumo de 10 años.

Europa Oriental concentra un importante nivel de

reservas, aunque inferiores a las de Oriente Medio.

Su producción es superior a su consumo. El ratio

reservas/consumo es de 85,8 años. En porcentaje,

es la región de mayor producción.

África registra el menor consumo de las regiones

consideradas. Al actual ritmo de producción, este

continente posee reservas para 165 años.

En Oriente Medio, pese a contar con el mayor

volumen de reservas de gas natural, su producción

es discreta en relación con otras regiones. Su ratio

reservas/producción es de 260,2 años.

Asia-Oceanía, se encuentra en el término medio

para las tres variables consideradas. Sus reservas

perdurarían durante 36,8 años al actual nivel de

producción.

1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo

En el gráfico 1.2.10 se pueden apreciar los princi-

pales flujos de comercio de gas, tanto en su forma

gaseosa como licuada. Cabe destacar, en el caso

europeo, el elevado volumen de importaciones pro-

cedentes de Rusia, en forma de gas natural, así

como de Noruega, también por gasoducto, y de

Argelia, tanto por gasoducto como en forma

de GNL. Otro gran centro de destino de los sumi-

nistros comercializados es Japón, procedentes prin-

cipalmente de Indonesia y Oriente Medio en forma

de GNL. En el caso de Norteamérica, cabe destacar

el elevado volumen de importaciones de gas natu-

ral de Estados Unidos procedentes de Canadá.

En el año 2006, el volumen de gas natural comer-

cializado en forma gaseosa supuso aproximada-

mente el 76% de las exportaciones a nivel interna-

cional, frente al 24% del comercio mundial en

114

Gas

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

Américadel Norte

ÁfricaAméricaCentral y del Sur

Oriente MedioEuropa-OCDE

Asia-OceaníaEuropaOriental

Reservas Producción Consumo

4,1% 3,8% 3,0%

32,7%

7,9%

40,0%

6,4%

10,0%12,9%

18,5%

8,6%11,2%

6,5%

28,8%

24,3%

14,6%

9,6%

3,0%

23,7%24,4%

6,2%

Gráfico 1.2.9. Proporción de reservas, producción y consumo por zonas (%)

Fuente: Sedigas.


forma de GNL. Los países con un mayor volumen

de exportaciones son la Federación Rusa, con el

26,8% del total, Canadá, con el 11,3%, y Noruega,

con el 9,5%.

En el mercado actual está surgiendo una nueva

forma de comercio de gas, con la aparición de los

denominados hubs, que se crean a partir de una con-

centración o centralización de operaciones comer-

ciales relacionadas con el sector del gas natural.

Entre los servicios básicos que se suelen ofrecer en

los hubs, están los siguientes:

• Transferencia de título: permite a las partes el

cambio del nombre bajo el cual el gas fluye, lo

que implica compra/venta en el hub.

• Emparejamiento de nominaciones: verificación

y confirmación de las nominaciones de inter-

cambio correspondientes.

• Seguimiento de título: monitorización y confir-

mación de los envíos y recepciones.

• Asignaciones: determinación final de los enví-

os y recepciones de cada parte, proporcionando

informes detallados de transacciones y las

correspondientes facturas.

National Balancing Point (NBP), del Reino, es el

hub con mayor volumen de intercambios de gas en

Europa. Tras NBP, por volumen intercambiado, se

encuentran los hub de Zeebruge (Bélgica), TTF

(holanda) y Baumgarten (Austria), promediando

volúmenes promedio de 3,1 bcm, 2 bcm y 1,3 bcm

al mes en 2006, respectivamente.

En el centro de gravedad del mercado español (CDG)

y en las plantas de regasificación de GNL, se realizan

numerosos intercambios de gas entre comercializa-

dores. Estos intercambios responden, en la mayoría

de las ocasiones, a motivos de logística y operación

115

Gas

USA

Canadá

Méjico


Europa y Europa Oriental

Oriente Medio

África

Asia / Pacífico

Gas natural

LNG

5,56

9,00

10,85

14,58

3,70

9,85

99,759,37

2,10 4,60

8,62

69,90

3,4021,30

131,81

8,45

23,605,80

1,72

4,83

18,95

5,00

8,98

6,54

15,68

18,60

15,60

6,725,00

9,87

8,98

7,10

7,00

7,51 4,85

19,65

6,80

14,10

8,65

3,04

Gráfico 1.2.10. Mayores movimientos de gas natural y GNL en el mundo (bcm) en 2006

Fuente: BP Statistical Review of World Energy. Junio 2005.


116

Gas

ZeebrugeBaumgarten

TTFBunde

St. Fergus

NBP

CDG PSV

Pegs

Gráfico 1.2.11. Localización de algunos puntos de interconexión y de los hubs europeos más significativos

en relación con el centro de gravedad del mercado español

Fuente: CNE.

41

36

31

26

21

16

11

6

Prec

io g

as (

€/M

Wh)

St. Fergus Zeebrugge Bunde cmp

Mes

ene-

04

mar

-04

may

-04

jul-

04

sep-

04

nov-

04

ene-

05

mar

-05

may

-05

jul-

05

sep-

05

nov-

05

ene-

06

mar

-06

may

-06

jul-

06

sep-

06

nov-

06

feb-

04

abr-

04

jun-

04

ago-

04

oct-

04

dic-

04

feb-

05

abr-

05

jun-

05

ago-

05

oct-

05

dic-

05

feb-

06

abr-

06

jun-

06

ago-

06

oct-

06

dic-

06Gráfico 1.2.12. Evolución del precio del gas (en €/MWh) en algunos puntos de interconexión europeos

en comparación con el coste de la materia prima (Cmp)

Fuente: Platts, Órdenes ECO/ITC.


del comercializador en el sistema, no disponiéndose

de una señal de precio para los mismos.

En el gráfico 1.2.12 se representa la evolución del

precio del gas natural registrado en algunos puntos

de interconexión europeos en comparación con el

coste de la materia prima (CMP2) en el mercado

español. Frente a la relativa estabilidad en la evo-

lución del CMP, se aprecia una variabilidad más

acusada del resto de los precios representados. El

precio del CMP tuvo una evolución ascendente

durante 2005, modificándose su precio un 61%

desde el primero de enero de 2005 al primero de

enero de 2006. Durante el año 2006, su precio per-

117

Gas

2 Coste medio de adquisición del gas natural en posición CIF.Su fórmula está indexada al precio del crudo «Brent SpotAverage», así como al de otros productos derivados del petró-leo, gasóleos y fuelóleos. Tambien depende del cambio mediodólar/euro

Prec

io g

as (

€/M

Wh)

Mercados Spot NBP (UK) Mercados futuros a un mes IPE (UK) Mercados Spot Henry Hub (EEUU)Mercado futuros a un mes NYMEX (EEUU) TTF (Países Bajos) Gas en CDG

49

45

41

37

33

29

25

21

17

13

9

5

Mes

may

-06

jul-

06

sep-

06

nov-

06

ene-

04

mar

-04

may

-04

jul-

04

sep-

04

nov-

04

dic-

04

abr-

05

jun-

05

ago-

05

oct-

05

ene-

06

mar

-06

jun-

06

ago-

06

oct-

06

dic-

06

feb-

04

abr-

04

jun-

04

ago-

04

oct-

04

ene-

05

mar

-05

feb-

05

may

-05

jul-

05

sep-

05

dic-

05

nov-

05

feb-

06

abr-

06

Gráfico 1.2.13. Evolución del precio del gas (en €/MWh) en algunos mercados internacionales spot y defuturos en comparación con el coste del gas en el centro de gravedad del sistema español

Nota 1: El precio del «gas en CDG» se calcula sumando al cmp el % debido a mermas por regasificación (0,45%) y transporte (0,35%),añadiendo también los peajes de regasificación y de reserva de capacidad. Se supone un ratio (GNL/gas total introducido)=60%.Nota 2: Los precios del gas en el mercado spot NBP (Reino Unido), y TTF (Holanda) se obtienen a partir de las medias mensualesde los precios Day Ahead proporcionados por Platts para períodos lunes-viernes. La media para el mes en curso se obtiene para losdías pasados hasta la fecha de publicación del Boletín. Nota 3: Los precios del gas en el mercado spot Henry Hub (Louisiana, EE.UU.) se obtienen a partir de las medias de los precios decierre semanales proporcionados por la revista World Gas Intelligence (Energy Intelligence Group).Nota 4: Los precios de futuros de gas natural a un mes en IPE (Reino Unido) y NYMEX (EE.UU.) se obtienen a partir de las mediasmensuales de los precios proporcionados por Platts para períodos lunes-viernes. La media para el mes en curso se obtiene para losdías pasados hasta la fecha de publicación del Boletín. Nota 5: Para transformar los precios de US$/MMBtu a Euro/MWh se utiliza el factor de conversión 0,2932 MWh/MMBtu y lasestadísticas mensuales del cambio Euro/US$ publicadas por el Banco de España.

Fuente: Platts, World Gas Intelligence, Órdenes ECO/ITC.


118

Gas

maneció constante, siendo, por lo general, superior

al resto de referencias europeas.

En el gráfico 1.2.13 se representa la evolución

del precio del gas natural en el centro de grave-

dad del sistema español, comparado con el pre-

cio del gas en hubs internacionales, tanto de

mercados spot como de futuros. En él se aprecia

de nuevo la estabilidad del precio del gas en el

mercado español, en contraposición con la

variabilidad de precios en otros mercados inter-

nacionales.


La industria del gas natural en España ha experi-

mentado en la última década cambios relevantes

en su estructura y funcionamiento, motivados por

los principios establecidos en la Directiva Europea

98/30/CE (derogada el 26 de junio de 2003, por la

Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y

del Consejo, sobre normas comunes para el mer-

cado interior de gas natural), que se desarrollaron

y ampliaron en la Ley 34/1998, de 7 de octubre,

del Sector de Hidrocarburos y en el Real Decreto-

Ley 6/2000, de 23 de junio, de medidas urgentes

de intensificación de la competencia en mercados

de bienes y servicios.

El acceso de terceros a las instalaciones de la Red

Básica y a las instalaciones de transporte y distri-

bución de gas natural está garantizado por Ley, por

motivos de eficiencia para el conjunto del sistema,

debido a su carácter de monopolio natural. La con-

traprestación por el uso de dichas instalaciones

viene determinada por los peajes que son aproba-

dos por el Gobierno, con la consideración de máxi-

mos, para todo el territorio español.

En el mes de agosto de 2001, se publicó el Real

Decreto 949/2001 que desarrolla el procedimiento

de acceso de terceros a las instalaciones, determi-

na un sistema de retribuciones de las actividades

reguladas, fija la estructura de tarifas de venta de

gas natural y de peajes de acceso a las instalacio-

nes gasistas, y establece el sistema de liquidacio-

nes de las actividades reguladas de los sujetos que

actúan en el sistema.

En diciembre de 2002 se publicó el Real Decreto

1434/2002 que regula las actividades de transpor-

te, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de

gas natural. Este Real Decreto establece, entre

otras materias, las reglas para el cambio del mer-

cado regulado al liberalizado o viceversa y para el

cambio de comercializador, con objeto de respon-

der a las nuevas situaciones que se están produ-

ciendo en el mercado del gas ya que, desde el 1 de

enero de 2003, todos los consumidores pueden ele-

gir suministrador. Además, introduce una serie de

medidas con objeto de evitar la infrautilización de

la capacidad contratada por parte de los distintos

agentes.

Durante 2002 se aprobó el documento Planifica-

ción de los Sectores de Electricidad y Gas,

Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011,

en el que se señala la necesidad de acometer deter-

minadas infraestructuras en un horizonte de diez

años con el objeto de garantizar la cobertura de la

demanda en condiciones adecuadas de seguridad y

calidad.

En 2004 entró en vigor el Real Decreto 1716/2004,

de 23 de julio, por el que se regula la obligación de

mantenimiento de existencias mínimas de seguri-

dad, la diversificación de abastecimiento de gas

natural y la Corporación de Reservas Estratégicas

de productos petrolíferos desarrolla los derechos y

deberes de los agentes en relación con la seguridad

y continuidad de suministro de gas natural, que

progresivamente representa una fracción mayor de

nuestra balanza energética.

En 2005, con afección al sector del gas natural en

España, entró en vigor la siguiente normativa:

• Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de

reformas urgentes para el impulso de la pro-

ductividad, en el que destaca para la regulación

de la distribución, el que en la zona de distribu-

ción de gas natural no podrán concederse nue-

2. La industria del gas natural en España

119

Gas


vas autorizaciones para la construcción de ins-

talaciones de distribución, debiendo cumplir

las obligaciones de servicio de interés general y

extensión de las redes, impuestas en la legisla-

ción y en la propia autorización administrativa.

El citado Real Decreto Ley regula también la

vuelta de clientes a mercado a tarifa, estable-

ciendo un tiempo de preaviso y un tiempo de

permanencia en el mercado liberalizado, en

función del umbral de consumo.

• Resolución de 1 de abril, mandatos para poner

en marcha medidas de impulso a la productivi-

dad (Consejo Min. 25/feb/05). Entre otras:

modifica el concepto operador principal y defi-

nición de operador dominante; autoriza a la

CNE a resolver las liquidaciones de gas; exclu-

ye el ATR ciertas conexiones internacionales;

refuerza la independencia del GTS, mejora la

información de las distribuidoras a sus clientes.

• Real Decreto 942/2005, de 29 de julio, por el

que se modifican determinadas disposiciones

en materia de hidrocarburos. Medidas de

impulso: regula que las Instalaciones Recep-

toras Comunitarias puedan ser desarrolladas

por las empresas distribuidoras (cuentas sepa-

radas); se amplia la información que se pone

a disposición de los comercializadoras con el

objeto de facilitar al cliente el derecho a la

elección del suministrador; regula la vuelta a

clientes a mercado a tarifa para los que con-

sumen más de 100 GWh, ampliando su plazo

a 3 años para su retorno a tarifa.

• Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la

que se aprueban las normas de Gestión Técnica

del Sistema Gasista. Las normas tienen por

objeto el fijar los procedimientos y mecanis-

mos para la gestión técnica del sistema, coordi-

nando la actividad de todos los sujetos o agen-

tes que intervienen en el sistema para garanti-

zar el correcto funcionamiento técnico del sis-

tema gasista y la continuidad, calidad y seguri-

dad del suministro del gas natural y gases

manufacturados por canalización, respetando,

en todo caso los principios de objetividad,

transparencia y no discriminación.

• Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas

para el impulso de la productividad. Modifica

entre otras cosas, las obligaciones de los distri-

buidores: medición de los suministros a los

clientes conectados a sus redes, mantenimiento

de un sistema de atención de urgencias, reali-

zando de la inspección periódica y previa al ini-

cio del suministro.

En 2006 se publicó la siguiente normativa referen-

te al sector gasista:

• Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de junio, por el

que se adoptan medidas urgentes en el sector

energético, que modifica la Ley 34/1998,

de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos:

— Modifica el almacenamiento operativo

incluido en el peaje de transporte y distri-

bución.

— Introduce la asignación de capacidad en

almacenamientos subterráneos.

— Introduce el reparto de capacidad de los

almacenamientos subterráneos.

• Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que

se aprueba el Reglamento técnico de distribución

120

Gas


y utilización de combustibles gaseosos y sus ins-

trucciones técnicas complementarias ICG 01 a 11.

• Orden ITC/2348/2006, de 14 de julio, por la

que se establecen las normas de presentación

de información contable para las empresas que

desarrollen actividades de gas natural y gases

manufacturados por canalización.

• Orden ITC/2675/2006, de 1 de agosto, por la

que se inicia el procedimiento para efectuar pro-

puestas de desarrollo de la red de transporte de

energía eléctrica, de la red básica de gas natural

y de las instalaciones de almacenamiento de

reservas estratégicas de productos petrolíferos.

• Resolución de 13 de marzo de 2006, de la

Dirección General de Política Energética y

Minas, por la que se establecen los protocolos

de detalle de las Normas de Gestión Técnica

del Sistema Gasista. Incluye los siguientes

Protocolos de Detalle (PD):

— PD-01. Medición.

— PD-02. Procedimientos de reparto.

— PD-03. Predicción de la demanda.

— PD-04. Mecanismos de comunicación.

— PD-05. Procedimiento de determinación de

energía descargada por buques metaneros.

— PD-06. Regla operativa de las actividades

de descarga de buques metaneros.

• Resolución de 28 de julio de 2006, de la

Secretaría General de Energía, por la que se

modifica el apartado 3.6.3 «Viabilidad de las

programaciones de descarga de buques» de la

Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista

«NGTS-3».

• Resolución de 25 de octubre de 2006, de la

Dirección General de Política Energética y

Minas, por la que se aprueba el Plan de

Actuación Invernal 2006-2007, para la opera-

ción del sistema gasista.

• En marzo de 2006, la Secretaría General de

Energía publicó el documento «Planificación

de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.

Revisión 2005-2011», aprobado el 31 de marzo

de 2006 por el Consejo de Ministros, en el que

se actualizaban las infraestructuras de transpor-

te necesarias para satisfacer la demanda de gas

en España en el horizonte 2005-2011, respecto

al anterior documento de planificación de

infraestructuras, «Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes

de Transporte 2002-2011».

Además, cada año se publican las Órdenes

Ministeriales que determinan la retribución de

las actividades reguladas, las tarifas de gas natu-

ral y los peajes y cánones asociados al acceso de

terceros.

A continuación, se presenta la situación del sector

del gas natural en España en el año 2006. En los

apartados 3.1 a 3.6, se trata cada una de las activi-

dades por separado (aprovisionamiento, regasifi-

cación, transporte, almacenamiento, distribución y

comercialización). En el último apartado, el 3.7, se

aporta información relativa a la demanda y a los

consumidores de gas natural. También se descri-

ben las distintas tarifas y peajes y se establecen

121

Gas


varios casos en los que se comparan éstas con los

precios del gas natural en otros países europeos.

2.1. Aprovisionamiento de gas

2.1.1. Descripción de la actividad

En el mercado español, el aprovisionamiento es

una actividad libre llevada a cabo por empresas

mercantiles que adquieren gas natural destinado a

los clientes que consumen gas natural.

La mayor parte de los contratos de aprovisiona-

miento en los mercados internacionales de gas son

a largo plazo e incorporan cláusulas «take-or-pay»,

de acuerdo con las cuales el comprador se com-

promete a retirar una cierta cantidad de gas y, de

no hacerlo, deberá pagar la mayor parte de la can-

tidad comprometida. Este hecho se debe a las

grandes inversiones que conlleva toda la cadena

del gas natural desde el yacimiento hasta su desti-

no final. No obstante, cada vez están más desarro-

llados los mercados a corto plazo, conocidos como

mercados spot y hubs, que contribuyen a resolver

los problemas de déficit o exceso de abastecimien-

to. En los últimos inviernos se aprecia en el mer-

cado español cada vez mayor número de buques de

GNL comprados en el mercado spot para atender

las puntas de demanda.

El precio de la mayoría de los contratos de aprovi-

sionamiento se encuentra vinculado a los precios

spot de productos petrolíferos y sus derivados, lo

que confiere volatilidad al precio final del gas. En

cualquier caso, la existencia de un mercado, tanto

de gas natural como de gas natural licuado (GNL)

cada día mayor, comienza a dar referencias de pre-

cio, pudiendo llegar a negociarse contratos de gas

natural a largo plazo no necesariamente referen-

ciados al petróleo.

A continuación se analiza la situación de los apro-

visionamientos en España en 2006.

2.1.2. Producción nacional e importaciones

Los primeros yacimientos descubiertos y explota-

dos en España fueron Serrablo, en Huesca, y

Gaviota, en el Cantábrico, enfrente de la costa bil-

baína. Hoy en día se trata de yacimientos depleta-

dos que son utilizados como almacenamientos

subterráneos. La producción interior española se

sitúa actualmente en el yacimiento de Poseidón, en

el Golfo de Cádiz. Los antiguos yacimientos

de Palancares y Marismas, en el valle del

Guadalquivir, se encuentran agotados. En el yaci-

122

Gas

GWh Producción yacimientos

Marismas/Mes Palancares Poseidón

Enero 144,20 106,8

Febrero 105,07 94,49

Marzo 19,22 100,17

Abril -125,68 92,23

Mayo -243,85 92,38

Junio -287,53 1,2

Julio -243,50 0

Agosto -241,76 0,00

Septiembre -279,78 0,00

Octubre -336,70 0,00

Noviembre -217,37 0,00

Diciembre -266,01 0,00

Total -1.973,69 487,27

Fuente: ENAGAS.

Cuadro 2.1.1. Producción de gas naturalen los yacimientos nacionalesdurante 2006


123

Gas

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

01994 1998 1999 2000 2001 2002 200319971995 1996 2004

Nigeria

Australia

Otros

Países del Golfo

Nacional

Libia

Noruega

Argelia (GN)

Argelia (GNL)

Trinidad y Tobago

Egipto

Total

Argelia (total)

2005 2006

Gráfico 2.1.1. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural

Fuente: CNE, Sedigas, Enagas, Resolución MINECO 15/7/02.

Cuadro 2.1.2. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural hasta 2006 (GWh)

(*) Incluyen GNL cargado con destino a otros mercados.

Fuente: CNE.

Procedencia1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005(*) 2006(*)

GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Nacional Total 1.200 1.592 1.695 5.867 5.831 2.529 4.781 562 768

Inte

rnac

iona

l

GNArgelia 59.920 70.208 71.577 62.265 72.669 74.693 88.855 110.323 100.220

Noruega 26.719 26.773 26.856 26.832 26.433 26.640 25.685 24.434 24.567

Total 86.639 96.981 98.433 89.097 99.102 101.333 114.540 134.757 124.787

GNL

Libia 10.560 11.201 9.293 9.230 7.341 8.442 7.765 10.149 8.605

Argelia 41.169 45.617 48.512 50.603 69.144 84.820 76.190 59.667 29.820

Nigeria 888 21.822 28.209 18.695 46.345 57.570 57.666 82.251

Trinidady Tobago 8.687 9.157 6.806 5.342 977 5.649 39.886

GolfoPérsico 13.453 13.397 8.753 20.601 40.226 33.065 62.394 75.911 68.336

Egipto 41.074 55.050

Otros 4.309 3.460 3.518 3.079 2.099 6.960 4.152 314

Total 69.491 83.250 101.055 115.449 143.827 175.748 210.879 254.268 284.262

Total 157.330 181.823 201.183 210.413 248.760 279.610 330.200 389.587 409.817


miento de las Marismas/Palancares se está inyec-

tando gas con el fin de construir un nuevo almace-

namiento en los pozos ya agotados.

En el año 2006, la producción interna de gas natu-

ral fue de 487,271 GWh que, frente a las necesida-

des de gas totales, 409.817 GWh, representa una

aportación de un 0,12%. La dependencia energéti-

ca de los suministros exteriores es casi total, como

ocurre en el caso del petróleo.

124

Gas

Noruega6%

Libia2%

Nigeria20%

Golfo pérsico17%

Egipto13%

Trinidad & Tobago10%

Argelia GN25%

Argelia GNL7%

Otros0%

Gráfico 2.1.2. Aprovisionamientos de gas natural en el año 2006

Fuente: SEDIGAS.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

% GN% GNL

51 56 54 50 45 42 37 36 35 30

49 44 46 50 55 58 63 64 65 70

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 2.1.3. Evolución de la proporción de gas natural (GN)/gas natural licuado (GNL)

Fuente: CNE.

1 Se consideró únicamente la producción del yacimiento dePoseidón. El yacimiento de Marismas se encuentra en fase de conversión a almacenamiento subterráneo, por lo que lasextracciones del mismo no se consideraron como produccio-nes en el presente informe.


Los aprovisionamientos externos de gas llegan a la

Península de dos formas:

• A través de gasoductos conectados a redes

internacionales de gasoductos.

• Mediante gas natural licuado (GNL) transpor-

tado en buques metaneros.

Existen varios puntos de entrada de gas natural en

España, por un lado las cinco plantas de regasifi-

cación (Huelva, Barcelona, Cartagena, Bilbao y

Sagunto)2 y por otro, cinco conexiones internacio-

nales por gasoducto, dos con Portugal: Tuy y

Badajoz, al norte y al este de dicho país respecti-

vamente, una con Marruecos por Tarifa, por el

gasoducto Magreb-Europa, y dos con Francia por

Larrau (Navarra) e Irún (Guipúzcoa).

Como ya se ha puesto de manifiesto, la práctica

totalidad de los aprovisionamientos de gas natural

son realizados a través de importaciones desde

otros países. Entre ellos cabe destacar Argelia, país

de origen de 130.300 GWh del gas introducido en

el sistema español, que en 2006 supone un 31,7%

de la aportación total (cumpliendo los aprovisiona-

mientos, de manera conjunta, la limitación del

60% impuesta por la Ley de Hidrocarburos en lo

referente a las importaciones de gas procedente de

un mismo país). Le sigue Nigeria, con un 20,1%

de los aprovisionamientos totales y Egipto con el

13,4%.

En relación con períodos anteriores cabe destacar

el incremento en la aportación respecto al año

2005 de Nigeria (42%), Egipto (34%) y Trinidad y

Tobago (712%, se multiplica por siete la cantidad

aportada en 2005, que fue de 5.600 GWh).

Además, se produjo un descenso del 11,34% de las

importaciones por gasoducto desde Argelia.

125

Gas

2 La Planta de Regasificación de Nugardos inició sus pruebasde emisión en junio de 2007.

% a

prov

isio

nam

ient

os d

e ga

s

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

% Mercado liberalizado% Mercado regulado

90

62

45

2920 17 14

10

38

55

7180 83 86

2000 2001 2002 2003 20052004 2006

Gráfico 2.1.4. Estructura de los aprovisionamientos de gas por mercado

Fuente: CNE.


La mayor parte de los aprovisionamientos de gas

fue realizada por medio de gas natural licuado

(GNL), el 69,36%, correspondiendo a gas natu-

ral el 30,44% restante. Esta atípica configura-

ción del sistema de aprovisionamiento español,

en base a un elevado número de proveedores (en

comparación con el resto de los países europe-

os), se debe a la posición geográfica de la

Península Ibérica, sin tantas posibilidades de

conexiones por gasoductos, lejos de los tradicio-

nales suministradores europeos como Rusia o

Noruega, y cerca de Argelia. El GNL y las plan-

tas de regasificación proporcionan a nuestro sis-

tema una elevada flexibilidad, en cuanto a la ges-

tión del mismo y a la posibilidad de diversifica-

ción de fuentes de suministro, tanto a largo plazo

como a corto plazo.

Con los cambios regulatorios introducidos por la

Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos, que

supuso el inicio de la liberación en las activida-

des de aprovisionamiento, se modificó el tradi-

cional sistema de aprovisionamientos, en el que

Enagas centralizaba todas las compras de gas

natural para el abastecimiento del mercado espa-

ñol, pasando a ser las empresas comercializado-

ras las responsables de los aprovisionamientos

de sus clientes en el mercado liberalizado, o bien

los propios consumidores cualificados directa-

mente. Las compañías transportistas han de man-

tener sus adquisiciones de gas destinadas al

abastecimiento del mercado regulado a tarifas,

mientras no se implemente el contenido de la

segunda Directiva Europea de gas (desde el 1 de

julio de 2007 desaparecen las tarifas para el mer-

cado industrial y, previsiblemente, a final del año

2007 desaparecerán las doméstico-residenciales,

quedando una tarifa de último recurso para con-

sumidores conectados a redes de presión inferior

a 4 bar).

126

Gas

Unión Fenosa12%

BBE3%

Shell3%

Iberdrola14%

BP2%

Gaz de France1%

Gas Natural49%

Endesa8%

Cepsa4%

Naturgas4%

Electrabel0%

Incogas0%

Gráfico 2.1.5. Cuotas de aprovisionamiento en el mercado liberalizado por empresa comercializadora en el

año 2006

Fuente: CNE.


El volumen del mercado a tarifa ha descendido

rápidamente en los últimos años, hasta suponer un

14% en 2006.

Actualmente, el primer grupo aprovisionador en

España es el grupo Gas Natural. Participa en el

mercado de aprovisionamientos a través de sus

filiales Sagane, Gas Natural Trading, y Gas

Natural Aprovisionamientos.

Por otro lado, Enagas gestiona la mayoría de los

aprovisionamientos del mercado a tarifa con los

contratos que tiene suscritos con el grupo Gas

Natural. A este fin, tiene asignado por Real

Decreto el contrato de gas del Magreb de Sagane.

Este gas ha cubierto durante 2006 la práctica tota-

lidad de las necesidades para abastecer al mercado

a tarifa. Adicionalmente, Naturgas Energía

Transporte ha cubierto el 0,03% de las necesidades

del mercado a tarifa.

Las compañías comercializadoras o grandes consu-

midores cualificados adquieren el gas, en general, a

través de contratos de aprovisionamientos firmados

con los países productores de gas natural. No obstan-

te existe también un número importante de transac-

ciones entre empresas dedicadas al aprovisionamien-

to y a la comercialización. La mayoría de los aprovi-

sionamientos contratados hasta el momento, para el

mercado liberalizado, han sido en forma de GNL.

El 1 de enero del año 2003 entró en vigor el artí-

culo 7 del Real Decreto-Ley 6/2000, que establece

que ningún sujeto perteneciente a un mismo grupo

de empresas que actúen en el sector del gas natu-

ral puede aportar en su conjunto gas natural para

su consumo en España en una cuantía superior al

70% del consumo nacional, excluyendo autocon-

sumos. El grupo Gas Natural es el que mayor cuota

de suministro tiene, siendo inferior al 50% del

mercado liberalizado.

2.2. Regasificación


La regasificación es la actividad que comprende la

conversión del gas natural en estado líquido, alma-

cenado en tanques criogénicos generalmente de las

plantas de regasificación, a temperaturas en torno a

-160ºC, al estado gaseoso y su introducción dentro

de la red nacional de gasoductos. Además, en las

plantas de regasificación se realizan las operaciones

de descarga de los buques metaneros, la carga de

camiones cisterna de GNL con destino a las plantas

satélites y, puntualmente, operaciones de enfria-

miento y/o carga de GNL de buques metaneros.

2.2.2. Situación de la regasificación

en España

España contaba en 2006 con cinco plantas de

regasificación operativas situadas en los puertos

de Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao y

Sagunto.

• Planta de Regasificación de Barcelona

Situada en el puerto de Barcelona, es la planta

más antigua de España. La primera descarga se

produjo en 1969, con gas procedente de

Argelia. Cuenta con una capacidad de atraque

de buques de hasta 140.000 m3 desde el 16 de

diciembre de 2003; previamente disponía de un

atraque de 80.000 m3. Cuenta con una capaci-

dad de almacenamiento de GNL de 540.000 m3

desde la inauguración del sexto tanque de GNL

con capacidad de 150.000 m3 y una capacidad

127

Gas


de emisión a 1.650.000 m3 (n)/h. Esta planta

pertenece a ENAGAS.

• Planta de Cartagena

Se ubica en la Dársena de Escombreras, en la pro-

vincia de Murcia. La primera descarga tuvo lugar

en 1989 con gas natural argelino. En 2001 entró

en servicio el atraque para buques de hasta

140.000 m3, y en marzo de 2002 entró en opera-

ción el segundo tanque de Cartagena con una

capacidad de 105.000 m3, y un tercer tanque en

2005 con capacidad de 127.000 m3 de GNL,

para completar 287.000 m3 de capacidad de

almacenamiento. La capacidad de emisión

actual es de 1.200.000 m3(n)/h. Esta planta per-

tenece a ENAGAS.

• Planta de Huelva

Se encuentra en la desembocadura de los ríos

Tinto y Odiel y cuenta con una superficie de

184.000 m2. Tiene capacidad de descarga para

buques de hasta 140.000 m3. La primera des-

carga se produjo en 1988 con gas natural licua-

do procedente de Argelia. Durante el año 2004,

se finalizó la construcción del tercer tanque de

150.000 m3 de GNL y se aumentó la capacidad

de emisión en 450.000 m3(n)/h, alcanzando una

capacidad total de 900.000 m3(n)/h. En la

actualidad, la capacidad de almacenamiento es

de 460.000 m3 de GNL y la capacidad de emi-

sión es de 1.200.000 m3(n)/h. Esta planta es

propiedad de ENAGAS.

• Planta de Regasificación de Bilbao

La planta de regasificación de Bahía de Bizkaia

Gas (BBG) comenzó su fase de pruebas en agos-

to del año 2003. Está situada en el puerto

de Bilbao y entró en operación en diciembre

de 2003, con una capacidad de emisión de

800.000 m3 (n)/h y dos tanques de 150.000 m3

128

Gas

Cuadro 2.2.1. Características de las plantas de regasificación en 2005

PLANTA DEREGASIFICACIÓN

Capacidad dealmacenamiento(Tanques de GNL

en m3)

Capacidad deatraque

(m3 de GNL)

Capacidad de emisión Capacidad cargade cisternas. Nº

cisternas/día

Titular de la

instalaciónP (bar) M3/hora

Barcelona2 x 40.000 +

+ 2 x 80.000 + + 2 x 150.000

1 x 80.0001 x 140.000

45 600.00050 ENAGAS

72 1.050.000

Cartagena 60.000 + 100.000+ 127.000

1 x 80.0001 x 140.000 72 1.200.000 50 ENAGAS

Huelva 55.000 + 105.000+ 150.000 140.000 72 1.200.000 50 ENAGAS

Bilbao 2 x 150.000 140.000 72 800.000 15 BBG

Sagunto 2 x 150.000 140.000 72 800.000 35 SAGGAS

TOTAL 1.587.000 5.650.000 165

Fuente: CNE.


GNL cada uno. Esta planta pertenece a la socie-

dad BBG (Bahía de Bizkaia Gas, S.L).

• Planta de Regasificación de Sagunto

La planta de regasificación de Sagunto entró en

operación comercial en abril de 2006. Está

situada en el puerto de Sagunto y cuenta

con una capacidad de emisión nominal de

800.000 m3 (n)/h y dos tanques de almacena-

miento de 150.000 m3 GNL cada uno. Esta

planta pertenece a la sociedad SAGGAS

(Planta de Regasificación de Sagunto, S.A).

Dentro de las infraestructuras de regasificación que

entraron en funcionamiento durante 2006, aparte de

la planta de regasificación de Sagunto, destacan el

aumento en la capacidad de almacenamiento respec-

to al 2005 gracias a la puesta en funcionamiento de

los nuevos tanques en la planta de Barcelona y

Huelva, pasando el conjunto del sistema de

1.287.000 m3 de almacenamiento de GNL a

1.587.000 m3 de GNL, y también al aumento de la

capacidad de emisión pasando de 4.250.000 m3 (n)/h

a 5.650.000 m3(n)/h.

En el cuadro 2.2.1 se describe la capacidad actual

de las cinco plantas de regasificación operativas en

2006, en función de sus parámetros básicos: los

muelles de atraque de buques metaneros, los tan-

ques de almacenamiento de GNL, la capacidad de

los equipos de regasificación y la capacidad de

carga de cisternas de GNL con destino a las plan-

tas satélites.

La operación de las plantas de regasificación

requiere coordinar con exactitud la descarga de los

buques de cada planta y mantener en cada momen-

to existencias adecuadas en los tanques de GNL

para garantizar la seguridad del suministro. En el

gráfico 2.2.1 se recogen las existencias en tanques

en el año 2006.

129

Gas

Existencias Barcelona Existencias Cartagena Existencias Huelva Existencias Bilbao

ene-

06

feb-

06

mar

-06

abr-

06

may

-06

jun-

06

jul-

06

ago-

06

sep-

06

oct-

06

nov-

06

dic-

06

m3

GNL

500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

Existencias Sagunto

Gráfico 2.2.1. Existencias en tanques de GNL, 2005

Fuente: Gestor Técnico del Sistema.


Es destacable el mayor nivel de existencias de

finales del año 2006, sobre todo en Huelva y

Barcelona, coincidiendo con la aplicación de las

reglas de operación invernal que compelen a man-

tener tres días de almacenamientos en tanques.

Ampliación de infraestructuras existentes

Está prevista la ampliación tanto de la capacidad

de almacenamiento de todas las plantas, como de

la capacidad de emisión. Este hecho lo refleja el

documento «Planificación de los Sectores de

Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes

de Transporte 2002-2011», así como en la

«Revisión 2005-2011 de la Planificación de los

Sectores de Electricidad y Gas, Desarrollo de las

Redes de Transporte 2002-2011».

Como infraestructuras recientes incorporadas al

sistema gasista, destaca la ya mencionada puesta

en funcionamiento de una nueva planta de regasi-

ficación en Sagunto y una nueva planta que entra-

rá en operación comercial durante 2007 en

Mugardos (actualmente en fase de pruebas). Estas

infraestructuras, junto con el resto de puestas en

servicio durante los últimos años, posibilitan el

suministro de gas a nuevos mercados y aumentan

la seguridad de suministro del sistema.

Para el año 2007, la planificación3 recoge las

siguientes infraestructuras:

— Planta de Huelva: Ampliación de la emisión a

1.350.000 m3 (n)/h hacia la red de 72 bar,

ampliación del sistema de condensado de gas

y la ampliación de la capacidad de atraque a

buques de GNL de 250.000 m3 de capacidad.

— Planta de Sagunto: Ampliación de la emisión

a 1.000.000 m3 (n)/h.

— Planta de Barcelona: ampliación de la capaci-

dad de atraque a buques de GNL de 250.000

m3 de capacidad.

— Planta de Cartagena: ampliación de la capa-

cidad de atraque a buques de GNL de

250.000 m3 de capacidad.

Nuevas infraestructuras previstas

• Planta de Regasificación de Mugardos

La planta de regasificación de Mugardos ten-

drá una capacidad de emisión de 412.800 m3

(n)/h y dos tanques de 150.000 m3 de GNL

cada uno, además de una capacidad de atra-

que de 140.000 m3. En febrero de 2004 se ini-

ció la construcción de la planta, que ha entra-

do en pruebas en junio de 2007. El titular de

la instalación es Reganosa.

• Planta de Regasificación de Gran Canaria

Esta planta, promovida por la sociedad

Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A.,

se emplazará en el polígono industrial de

Arinaga, en el término municipal de Agüimes.

Contará con una capacidad para atraque y des-

carga de buques metaneros de hasta 140.000 m3

de GNL, un tanque de almacenamiento de GNL

de 150.000 m3 y una capacidad de regasifica-

ción de 150.000 m3 (n)/h. Inicialmente, el gas

130

Gas

3 Se incluyen también las modificaciones introducidas por el«Programa anual de instalaciones y actuaciones de carácterexcepcional de las redes de transporte de energía eléctrica y gasnatural», aprobado por la Orden ITC/1549/2007, de 18 de mayo.


natural suministrado se destinará a cubrir la

demanda de gas para generación eléctrica. Se

espera que entre en operación en 2009.

• Planta de Regasificación de Tenerife

La planta estará situada en Granadilla, siendo

titular de la sociedad Compañía Transportista

de Gas Canarias, S.A. Esta planta poseerá una

capacidad de almacenamiento de 150.000 m3

de GNL, con una capacidad de regasificación

de 150.000 m3 (n)/h y una capacidad de atraque

de 140.000 m3. Su puesta en operación se espe-

ra para el 2010.

• Planta de Regasificación de Musel

La planta de Musel contará con una capacidad

de atraque de 140.000 m3 de GNL, y una de

emisión de 800.000 m3 (n)/h y dos tanques de

150.000 m3 GNL cada uno; se espera que entre

en operación comercial en el 2010.

2.3. Transporte por gasoducto


Los gasoductos de transporte se clasifican por pre-

siones, de la siguiente manera:

— Gasoductos de transporte primario de gas

natural a alta presión: Presión máxima de

diseño es igual o superior a 60 bares.

— Gasoductos de la red de transporte secunda-

rio: Presión máxima de diseño está compren-

dida entre 16 y 60 bares.

2.3.2. Situación del transporte en España

De acuerdo con los datos disponibles, a finales de

2006, los gasoductos de transporte en España tota-

lizan 8.487 km. El reparto de la red de transporte

por empresas con activos en operación en 2006 se

muestra en el cuadro 2.3.2.

131

Gas

Empresa Km de gasoducto Porcentaje (%)ENAGAS 6.660 78,47%

Gas Natural SDG 578 6,81%

Endesa Gas Transportista 371 4,37%

Al-Ándalus (Enagas + Transgas) 277 3,26%

Gasoducto de Extremadura (Enagas + Transgas) 250 2,95%

Naturgas Energía transporte 160 1,89%

Septentrional del Gas 129 1,52%

Transportista Regional del Gas 41 0,48%

Infraestructuras Gasistas de Navarra 13 0,15%

SAGGAS 7 0,09%

Iberdrola Transportista 1 0,01%

TOTAL 8.487 100,00%

Cuadro 2.3.2. Empresas con activos de transporte, 2006

Fuente: Transportistas y CNE.


Conexiones internacionales

España dispone de cinco conexiones internaciona-

les por gasoducto, dos con Francia por Larrau

(Navarra) e Irún (San Sebastián), otra con

Marruecos por Tarifa (Cádiz), y dos con Portugal

por Badajoz y Tuy (Pontevedra).

La capacidad de la conexión de Larrau es de

280.000 m3 (n)/h, pudiendo llegar puntualmente a

vehicular 300.000 m3 (n)/h. Larrau podría aportar

más gas al sistema si el transportista francés

aumentase la presión de entrega al sistema espa-

ñol. De acuerdo con la información del Gestor

Técnico del Sistema gasista (GTS), por cada

aumento de 0,048 bar en la presión, el caudal se

vería incrementado en 1.000 m3 (n)/h, hasta un

máximo de 330.000 m3 (n)/h.

En el año 2006 el tránsito de gas hacia la Península

por Larrau ha sido de 24.570 GWh, mientras que

por Tarifa fue de 100.337 GWh, destinado al mer-

cado nacional, un 9% inferior respecto a 2006.

En junio de 2006 entró en operación la conexión

internacional de Irún, también denominada «Eus-

kadour», que conecta por segunda vez el sistema

gasista español con el sistema francés (gasoducto

Irún-Biriatou).

Si bien esta infraestructura se construyó pensando

fundamentalmente en la exportación de gas a

Francia, aportando una capacidad de transito

internacional de 0,5 bcm/año, ésta se encuentra

actualmente limitada por la demanda local en el

lado español. Así, la capacidad de tránsito hacia

Francia se ha valorado en 5 GWh/día en invierno

y 3 GWh/día en verano, siempre que se alcancen

los 33 y 36 bar respectivamente en el lado francés

(Biriatou). Durante 2006, las salidas destinadas a

mercados internacionales por esta interconexión

alcanzaron los 678 GWh (0,06 bcm).

132

Gas

01-0

1-06

16-0

1-06

31-0

1-06

15-0

2-06

02-0

3-06

17-0

3-06

01-0

4-06

16-0

4-06

01-0

5-06

16-0

5-06

31-0

5-06

15-0

6-06

30-0

6-06

15-0

7-06

30-0

7-06

14-0

8-06

29-0

8-06

13-0

9-06

28-0

9-06

13-1

0-06

28-1

0-06

12-1

1-06

27-1

1-06

12-1

2-06

27-1

2-06

GWh/

día

1.600

1.400

1.200

1.100

800

600

400

200

0

AASS HuelvaCartagena Barcelona Yacimientos Tarifa LarrauBilbaoSagunto

Gráfico 2.3.2. Entradas a la red de transporte en 2006



En cualquier caso, la capacidad de vehiculación de

la conexión internacional de Irún puede conside-

rarse como baja, hasta que se desarrolle la dupli-

cación del gasoducto Vergara-Irún.

Por otra parte, tras la puesta en marcha de la plan-

ta de regasificación de Sines, es posible introducir

más gas al sistema español por Tuy, pudiendo,

sobre la capacidad nominal de 40.000 m3 (n)/h,

aumentar 1.000 m3 (n)/h por cada incremento de

presión de 0,154 bar en la red portuguesa, hasta un

máximo adicional de 64.580 m3 (n)/h. Asimismo,

se pueden realizar intercambios de gas en Badajoz

con el gas introducido por Tarifa para el mercado

portugués.

Como se pone de manifiesto en el gráfico 2.3.2,

las conexiones internacionales por gasoducto se

explotan con flujos relativamente constantes que

se adecuan a la estrecha flexibilidad de los con-

tratos. La modulación del sistema entre invierno

y verano se realiza con los almacenamientos sub-

terráneos, y con las plantas de regasificación,

infraestructuras que también juegan un papel

importante en la modulación semanal de la

demanda.

133

Gas

Fuente-Álamo

150 150

413

150

Planta de regasificación (en miles de m3 de gnl)

Planta de regasificación (construcción)

Capacidad de regasificación (miles de 3(n)/h)

Capacidad de regasificación (en construcción)

Yacimiento

Conexión internacional ( en miles m3(n)/h )

Almacenamiento subterráneo ( en Mm3(n) gas)

Almacenamiento subterráneo(en proyecto)

Capacidad de extracción (en miles m3(n)/h de gas)

Estación de compresión

Estación de compresión (en construcción)

Gasoducto de transporte(autorizados o en construcción)

150

150150

127105

OviedoSantander

Palencia

Valladolid

Burgos

A Coruña

330

80 8040 40

55100

60

Zamora

LeónPontevedra

Ourense

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

ZaragozaSoria

Cuenca

Jaén

PLANTA DE HUELVAPOSEIDON

MARISMAS

PALANCARES

Granada

Málaga

Córdoba

Cádiz

HuelvaSevilla

Algeciras

Jerez Arcos

Estepona

Motril

Puente Genil

Red Básica de Gasoductosy transporte secundario

31-diciembre-2006

48”

Badajoz

Cáceres

Almendralejo

ToledoTalavera

PLANTA DE BILBAO

AASS GAVIOTA

C.I. MARRUECOS

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Lérida

Tarragona

Barcelona

Castellón

Valencia

Alicante

Murcia

Ciudad Real

CartagenaLorca

CaudeteAlbacete

PLANTA DE CARTAGENA

PLANTA DE BARCELONA

AASS SERRABLO

32”

28”

20”

26”

Villar deArnedo

Haro

Aranda

Algete Guadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Puertollano

26”

26”

26”

16” 26”

20”

30”

20”

20”

20”

20”

20”

20”

12”

12”

16”

Ponferrada

12”

8”

8”

6”20”

26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

24”

24”

30”

Mérida

Plasencia

Linares

Aguilar de la F.

Osuna

16”

10”

12”

12”10”

8”

Monzón

TivissaBañeras

Manresa

Igualada 12”

10” Montmeló

Mataró

Gerona

10”

1.346

Larrau

Sariñena

Reus

16”

20”

20”

12”

16”

Alfarrás

Subirats

8”

14”

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

Tuy

AstorgaVillamañan

Benavente

AvilésGijón

Luarca

Langreo

Reinosa

Castro U.

BriviescaMiranda

Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Lerma

Aguilar deCampoo

Toro

Tordesillas Peñafiel

EstellaViana

Tudela

Lesaka

Sangüesa

8”

4”

6”

12”10”

Castelnou

Alcañiz

Villanueva G.Zuera

Torrijos

Alamedade la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora8”

Borriol12”

Villafames

ChilchesSegorbe

Nules

Sagunto

4”

16”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

4”

10”

10”

10”

16”12”

8”

12”

14”

10”

Santo-venia

16/10/8”

PaternaPuzol

Lliria

Cheste

6”Carlet

Xixona

Agullent

Elche

10”

10”

20”

16”

Logroño

4”

6”

Lisboa

Sines

GuardaViseu

Braga

Oporto

Portalegre

Campomaior

Leiria

PLANTADE SINES

26”

20”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

Villamayor

12”

C.I. FRANCIA

1.650

1.200

Almería

OlmedoMedina delCampo

12”

20”

28”

20”

28”28”

32”

16”

12”

12”

24”

20”

16”

Mouro

12”

Ávila

PLANTADE SAGUNTO

PLANTA DE MUGARDOS

775

AASS DECARRIZO

120

Mijas

Viches6”

Rivas

6”

Almazán

Fuentes

12”Laredo

SanturzeTreto

Villalba 16”

150 150800

30”

32”

32”

30”

12”

Turégano

120

288

238

12”

12”

10”

Caspe

Andorra

Santa Cruz deMudela

Quintanar dela Orden

Aranjuez

Totana

150

Castor

26”-36”

800

150150

<43 C.I. IRÚN

Cuellar

Peñaranda deBracamonte

La Robla Guardo

Tamarite de Litera

Agreda

Calatayud

20”

10”

Chinchilla

1.150

900 1.200

Alcázar deSan Juan

Gráfico 2.3.3. Mapa de infraestructuras gasistas 2005

Fuente: CNE.


Gasoductos de transporte

El transporte de gas natural en la Península Ibérica

está articulado en seis ejes principales:

— Eje Mediterráneo: Barcelona-Cartagena.

— Eje Central: País Vasco-Huelva.

— Ruta de la Plata: Oviedo-Almendralejo.

— Valle del Ebro: Tivissa-Haro.

— Eje Al Ándalus-Gasoducto de Extremadura:

Tarifa-Badajoz.

— Eje Norte–Noroeste: Santander-Tuy.

Los activos de transporte más importantes puestos

en explotación durante el 2006 han sido los gaso-

ductos:

— Ramal a Saica.

— Gasoducto Castellón-Onda.

— Ramal Málaga-Rincón de la Victoria.

— Ramal a la CTCC Plana del Vent B.

— Gasoducto de suministro a la Dársena de

Escombreras.

— Gasoducto a la zona industrial del superpuer-

to de Bilbao.

— Gasoducto Ziérbana-Santurce.

Nuevas infraestructuras

Conexiones internacionales

Durante 2006 se produjeron flujos de gas desde

España a Francia para alimentar el sur-oeste de

Francia, o flujos de Francia a España según las

necesidades marcadas por la demanda en España.

Para la conexión por Larrau, la planificación prevé

una ampliación hasta alcanzar los 580.000 m3 (n)/h

para el año 2008. Dicho proyecto tiene la condi-

ción de B1, dependiente de la existencia de con-

tratos de aprovisionamiento. A la consecución de

esta nueva capacidad contribuirá la construcción

de la Estación de Compresión de Pamplona, nece-

sitándose también ampliar la capacidad de com-

presión en el lado francés de la interconexión.

Como se ha comentado anteriormente, la planifi-

cación del sistema prevé la duplicación del gaso-

ducto Vergara-Irún, de 110 km, de longitud, y 26”

de diámetro, con el fin de ampliar la capacidad

efectiva de la conexión internacional de Irún hasta

los 2,5 bcm/año. La construcción de este gasoduc-

to se considera tipo A (aprobado sin ningún tipo de

condicionante) y con carácter urgente. En cual-

quier caso, la capacidad de tránsito final de esta

interconexión dependerá también de que se efectú-

en de manera coordinada los correspondientes

refuerzos en la red de gasoductos francesa.

También en relación con el tránsito internacional

de gas entre España y Francia, hay que destacar el

proyecto de conexión de ambos países por

Cataluña, denominado proyecto «MidCat» (Midi-

Cataluña), que de acuerdo con la planificación

incluye la construcción del gasoducto Figueras-

Frontera Francesa, de 25 km de longitud y 36” de

diámetro. Esta infraestructura se encuentra ligada

134

Gas


a la construcción del gasoducto Martorell-

Figueras, de 165 km y 36” de diámetro, considera-

do como tipo A en la planificación.

El proyecto MidCat conectaría el sistema español

con el francés en un primer término, y a través del

país vecino con las redes ubicadas en el norte de

Europa. No obstante, este gasoducto se clasifica con

categoría B, condicionado al desarrollo de las infra-

estructuras en Francia y la firma de los contratos de

transporte transfronterizos que lo justifiquen.

El último gasoducto de conexión internacional con

Francia que incluye la planificación es el Frontera

Francesa-Viella, de 24 km, 16” de diámetro y 16

bar de presión, aunque más que para tránsito inter-

nacional se trata de un gasoducto de distribución

para la gasificación del valle de Arán.

Por último, Medgaz es un proyecto que conectará

directamente Argelia con España en la provincia

de Almería. Este proyecto, está previsto para el

segundo semestre de 2009, y contaría con una

capacidad nominal de transporte inicial de

913.242 m3 (n)/h (8 bcm). A partir de 2015, dichas

capacidades se verían incrementadas hasta el doble

de sus valores iniciales. Medgaz ha sido incluido

en la lista de proyectos de interés prioritario dentro

de las redes transeuropeas en el sector de la ener-

gía previstas por el Parlamento Europeo y el

Consejo de la Unión Europea.

En el siguiente cuadro se recogen las principales

infraestructuras asociadas a conexiones internacio-

nales por gasoducto recogidas en la planificación

obligatoria.

Infraestructuras peninsulares

El gasoducto Alcázar de San Juan-Alcudia de

Crespins que figuraba en la Planificación original,

es una infraestructura de refuerzo importante para

135

Gas

Cuadro 2.3.4. Nuevas conexiones internacionales

Nuevas conexiones internacionales AñoLongitud

(km)Presión(bar)

Diámetro(‘‘)

GrupoPlanificación

Conexion Francia-España por Irún 2005 2 80 26 A Urgente

Duplicación del gasoducto Vergara-Irún 2007 110 80 26 A Urgente

Infr. asociadas a la C.I. de MEDGAZ (*) 2009 46 220 24 A Urgente

Gasoducto Figuras-Frontera Francesa 25 80 36 B

Gasoducto Frontera Francesa-Viella 24 16 8 A

(*) El tramo submarino en aguas territoriales españolas del proyecto Medgaz se excluirá temporalmente de la obligación de per-mitir el acceso de terceros no participantes en el proyecto a la instalación, en los términos que se determinen de acuerdo a lalegislación española y comunitaria y, conforme a lo establecido en el apartado 5 del artículo 70 de la Ley 34/1998, de 7 de octu-bre del sector de Hidrocarburos, no se incluirá en el régimen retributivo del sector de gas natural en tanto no se dé cumplimien-to a la obligación de permitir el acceso de terceros.

Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.


asegurar el correcto funcionamiento del sistema

gasista. El denominado Eje Transversal, porque

une el Eje Mediterráneo con el Eje Central, e ini-

cialmente configurado como de seguridad, es

vital para evacuar el gas de las Plantas de

Regasificación del Mediterráneo hasta el Centro

de la Península. Asimismo, se convertirá el sopor-

te del paso del gas procedente del gasoducto del

Medgaz hacia el centro de la Península o el Eje de

Levante. La revisión de la Planificación lo recoge

como Alcázar-Montesa, 264 km y 36 pulgadas. Se

espera que entre en operación a mediados de 2008.

Infraestructuras extrapeninsulares

• Baleares

En el documento de «Planificación de los sectores

de electricidad y gas 2002-2011» se recoge la

necesidad de disponer de una propuesta detallada

de la solución óptima para el suministro energéti-

co a las Islas Baleares.

Una vez conocida y analizada la opinión de los dis-

tintos agentes implicados, obtenida la aproximación

técnica de los operadores de los sistemas gasista y

eléctrico, así como el acuerdo de la Comunidad

Autónoma Balear, se elaboró una propuesta de

Adenda a la Planificación de los Sectores de

Electricidad y Gas que fue aprobada el 5 de diciem-

bre del 2003 por el Consejo de Ministros.

La alternativa finalmente aprobada fue la conexión

de las islas de Mallorca e Ibiza entre sí y con la

península por un gasoducto que partiendo del tér-

mino municipal de Oliva (en la actualidad el punto

de partida es Denia) llegue a Ibiza en las proximi-

dades de Cala Gració, desde donde por una parte

saldrá el gasoducto insular que lleve el gas natural

hasta la ciudad de Ibiza y el emplazamiento de la

136

Gas

GASODUCTO EN PROYECTO

MENORCA

Denia

FORMENTERA

MALLORCA

IBIZA

Cala Gració

San Juan de Dios

ESTACIÓN DE COMPRESIÓNEN PROYECTO

Gráfico 2.3.4. Infraestructura gasista de Baleares

Fuente: CNE.


central térmica, y por otra parte continuará hasta

Mallorca donde entrará en los terrenos de la anti-

gua central térmica de San Juan de Dios.

En este punto se conectará el gasoducto insular que

servirá para dar suministro a la central térmica de

Cas Tresorer, a la central térmica de Son Reus y a

las redes de distribución existentes. Su entrada en

operación está prevista por su promotor para el año

2009. En el futuro, al gasoducto insular se conecta-

rán los nuevos gasoductos aprobados que no se

incluían en la Planificación Obligatoria 2002-2011.

Tal y como se recoge en la Planificación de los

Sectores de Electricidad y Gas 2002-2011, estas

infraestructuras están consideradas como urgentes

y clasificadas dentro de la categoría A.

Las infraestructuras que se relacionan a continua-

ción fueron autorizadas de manera directa por la

Dirección General de Política Energética y Minas

del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a

Enagas, encontrándose actualmente pendientes de

recibir la autorización administrativa solicitada por

la citada compañía transportista.

— Gasoducto Montesa-Denia.

— Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-Mallorca.

— Estación de compresión de Denia.

• Canarias

Actualmente la Comunidad Autónoma Canaria

no cuenta con infraestructura de GN, aunque ya

se han iniciado los correspondientes proyectos

en las islas de Gran Canaria y Tenerife, consis-

tentes en sendas plantas de regasificación de

GNL y los gasoductos de transporte asociados,

137

Gas

San Bartolomé

de Tirajana

Las Palmas deGran Canaria

Jinamar

Arinaga

150

150

PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)

GASODUCTO EN PROYECTO

BUQUES METANEROS 140.000 m3

CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)

Gráfico 2.3.5. Infraestructuras gasistas de Gran Canaria

Fuente: CNE.


cuyas autorizaciones administrativas están sien-

do tramitadas.

Está previsto en la Planificación que en el año

2009 sea puesta en operación la planta de almace-

namiento y regasificación de gas natural, el gaso-

ducto de transporte y la infraestructura marítima

en la isla de Gran Canaria. En la isla de Tenerife,

la Planificación prevé la puesta en operación de la

planta regasificación, pudiendo empezar a recibir

GNL y realizar las actividades de descarga, y rega-

sificación para el año 2010.

Ubicación geográfica de las plantas de GNL.

La ubicación de las plantas de GNL se ha previs-

to en la costa Sur-Este de las islas de Gran

Canaria y Tenerife, determinándose como puntos

idóneos el Puerto Industrial de Arinaga y el

Polígono industrial de Granadilla, respectiva-

mente. En ambos casos los principales consumi-

dores, generadores eléctricos, representados por

las centrales térmicas de Barranco de Tirajana

en Gran Canaria y Granadilla en Tenerife, se

encuentran relativamente cerca de las plantas de

regasificación.

Gasoductos

En las siguientes tablas se presentan tanto los

gasoductos de transporte como los ramales de

suministro a las centrales de generación eléctrica

previstos.

138

Gas

150150

Granadilla

PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)

CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)

Gráfico 2.3.6. Infraestructura Gasista en Tenerife

Fuente: CNE.


2.4. Almacenamiento Subterráneo


La actividad de almacenamiento tiene varias fun-

ciones principales en el sistema gasista:

• Modulación y ajuste entre la oferta y la deman-

da. El objetivo es hacer frente a los desequili-

brios motivados por variaciones de la demanda,

tanto estacionales como semanales.

• Existencias mínimas de seguridad. Con ellas se

pretende asegurar un marco de continuidad y

seguridad de suministro de gas en caso de fallo,

que puede deberse tanto a los aprovisionamien-

tos de gas, como a fallos en las instalaciones en

origen o puntos de entrada a nuestro sistema. De

acuerdo con la Ley, los transportistas que incor-

poran gas al sistema, los comercializadores que

suministran a clientes finales y los consumidores

cualificados que hagan uso del derecho de acce-

so y no se suministren de un comercializador

139

Gas

Nombre Añop.e.m. Km

Presiónmáx.

diseño

D(”)

NuevaCategoría

Gasoducto Planta GNL Arinaga-San Bartolomé de Tiraja 2009 10 72 14 A

Gasoducto Planta GNL Arinaga-CT Jinamar-Las Palmas de GranCanaria 2011 41 72 12 A

Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT de Granadilla (693 MW1) 2010 0,4 72 16 A

Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT Candelaria-Santa Cruz deTenerife 2011 49 72 14 A

Nombre Añop.e.m. Km

Presiónmáx.

diseño

D(”)

NuevaCategoría

Ramal a la CTCC de Tirajana (712 MW)1 2010 3 72 14 A

Ramal a la CTCC de Jinamar 2011 0,5 72 12 A

Ramal a la CTCC de Candelaria 2011 0,5 72 12 A

Cuadro 2.3.6. Gasoductos de transporte en la C.A. de Canarias

1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en cicloabierto 2 Ciclos Combinados. No se refleja potencia instalada en motores diesel.


Cuadro 2.3.7. Gasoductos de transporte en la C.A. de Canarias

1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en cicloabierto 2 Ciclos Combinados.



autorizado, deben mantener unas existencias

mínimas de seguridad equivalentes a 35 días de

sus ventas (o consumo) firmes. Estas existen-

cias, además de estar en los almacenamientos

subterráneos pueden estar en almacenamiento

operativo en forma de GNL o gas en gasoductos.

• Modulación de aprovisionamientos en función

de las necesidades de cada agente. En el con-

texto de mercado liberalizado, la capacidad de

almacenamiento podría ser utilizada como una

herramienta comercial, en función de los pre-

cios de gas en el mercado.

Se denomina gas útil al máximo volumen de gas

que puede extraerse cuando el almacenamiento

está lleno, sin poner en peligro la integridad del

mismo. Depende de las características de cada

almacenamiento. El resto del gas, denominado gas

colchón, es un inmovilizado necesario para garan-

tizar la integridad del almacenamiento, que sólo se

podrá recuperar, en parte, cuando se dé por finali-

zada la explotación del almacenamiento. En con-

diciones excepcionales se podría utilizar un tercio

del gas colchón; este gas es denominado por

Enagas como gas extraíble por medios mecánicos.

2.4.2. Situación del almacenamiento

en España

Actualmente el sistema gasista español cuenta con

dos almacenamientos subterráneos, que son anti-

guos yacimientos de gas natural, Serrablo

(Huesca), formado por los pozos de Aurín y Jaca,

operado por ENAGAS, y Gaviota, propiedad de

RIPSA y operado por ENAGAS, a través de una

plataforma situada a 8 km de la costa de Vizcaya.

Durante el año 2006 se han inyectado 857 millo-

nes de m3 de gas natural y se han extraído 670

millones de m3, incrementándose las existencias

finales respecto al año 2005. Como puede com-

probarse en el cuadro 2.4.2, en general, los perío-

dos de extracción de gas de los almacenamientos

tuvieron lugar en invierno, desde noviembre hasta

marzo. Durante los meses restantes las operacio-

nes realizadas en los almacenamientos fueron las

de inyección de gas natural para el aprovisiona-

miento de invierno.

El gráfico 2.4.1 muestra el nivel de llenado de

cada almacenamiento subterráneo durante este

período.

140

Gas

Cuadro 2.4.1. Características de los almacenamientos subterráneos. Año 2006

Almacenamientos

Capacidad de almacenamiento Mm3(n)

Capacidad de vehiculaciónMm3(n)/día

Gascolchón(*) Gas útil Gas total Inyección Extracción

SERRABLO(Aurín y Jaca) 420 680 1.100 3,9 6,8

GAVIOTA 1.702 979 2.681 4,5 5,7

TOTAL 2.122 1.659 3.781 8,4 12,5

(*) Incluye el gas extraíble con medios mecánicos (1/3 gas colchón).



El crecimiento de la demanda y el escaso desa-

rrollo de nuevos almacenamientos subterráneos

está haciendo cada vez más difícil la utilización

de estos almacenamientos como herramienta

comercial, siendo necesario en los últimos años

su uso, casi en exclusiva, para almacenamiento

estratégico.

Ampliaciones y nuevos almacenamientos

La capacidad de almacenamiento subterráneo

incluida en la Planificación obligatoria tiene por

objeto garantizar la posibilidad de disponer de las

reservas de gas que en cada momento contemple la

normativa vigente. Por ello, y por el importante

crecimiento que ha experimentando la demanda

hasta ahora, es necesario promover el estudio y

desarrollo de la mayoría de las estructuras que a

priori puedan resultar viables, con independencia

de su ubicación geográfica.

Los almacenamientos subterráneos, en nuevas

estructuras geológicas, constituyen el único

grupo de infraestructuras gasistas en el que no es

posible asegurar la viabilidad técnica de cada ins-

talación sin haber incurrido previamente en una

parte muy relevante de la inversión necesaria para

su desarrollo.

Con el objetivo de incentivar la realización de pro-

yectos de almacenamiento subterráneo se publicó

la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre que,

como principales novedades respecto al régimen

retributivo anterior, retribuye a las instalaciones en

141

Gas

Cuadro 2.4.2. Gas inyectado y extraído en los almacenamientos subterráneos durante 2006

GWh Serrablo Gaviota

Mes Inyección Emisión Inyección Emisión

Enero 0 1.111 0 1.197

Febrero 0 1.160 0 1.101

Marzo 73 532 172 694

Abril 1.145 0 1.458 0

Mayo 1.217 0 1.002 0

Junio 815 0 960 0

Julio 203 0 978 0

Agosto 425 0 1.264 0

Septiembre 254 0 0 0

Octubre 0 0 0 0

Noviembre 0 162 0 256

Diciembre 0 542 0 1.042

Total 4.132 3.507 5.834 4.290

Fuente: ENAGAS.


función de sus costes auditados en lugar de los uni-

tarios y reconoce inversiones en investigación y

exploración en los cinco años anteriores a la fecha

de entrada en vigor de la concesión de explotación

del almacenamiento.

El desarrollo de nuevas capacidades de almacena-

miento subterráneo debería permitir adecuar la

capacidad de almacenamiento total del sistema

gasista a las necesidades existentes motivadas por

la práctica total dependencia de aprovisionamiento

de gas natural con el exterior, así como por la obli-

gación legalmente establecida de mantenimiento

de existencias mínimas de seguridad.

• Desarrollo de AA.SS. Marismas (Fases I y II)

Está prevista en la Planificación la utilización de

este antiguo yacimiento de gas natural como alma-

cenamiento subterráneo, con un volumen operati-

vo de unos 300 Mm3 (n), una capacidad de inyec-

ción del orden de los 1,2 Mm3 (n), una capacidad

de extracción de unos 1,6 Mm3 (n) y un volumen

estimado de gas colchón de 180 Mm3 (n).

142

Gas

12.798 GWh

4.885 GWh

3.256 GWh

SERRABLO

Uso de Extracción: 37%

Uso de Inyección: 43%

31.180 GWh

19.794 GWh

13.196 GWh

GAVIOTA

Uso de Extracción: 43%

Uso de Inyección: 52%

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

año 2005

Gas operativo

Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)

Gas colchón no extraible

Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)

Gas colchón no extraible

año 2005

Gas operativo

Gráfico 2.4.1. Estado de llenado de los almacenamientos subterráneos en el año 2006

Nota:• Uso de Inyección (Extracción) = Inyección (Extracción) anual / Inyección (Extracción) máxima.• Inyección (Extracción) máxima = Capacidad diaria de Inyección (Extracción) x días período Inyección (Extracción).

Fuente: ENAGAS.


143

Gas

En una segunda fase, la capacidad de este alma-

cenamiento podría ampliarse hasta alcanzar los

siguientes valores: duplicación del volumen ope-

rativo hasta los 600 Mm3 (n), capacidad de inyec-

ción hasta 3,5 Mm3 (n)/día y capacidad de extrac-

ción máxima de 4,4 Mm3 (n)/día, manteniéndose

el mismo volumen de gas colchón. Para ello sería

necesaria la duplicidad de la conexión de este

almacenamiento subterráneo con la red básica de

gasoductos mediante un nuevo gasoducto de unos

7 km de longitud y 20 pulgadas de diámetro.

En la actualidad, como se pudo observar en

apartados anteriores, se están efectuando prue-

bas de inyección y extracción de este antiguo

yacimiento de gas de cara a su utilización como

almacenamiento subterráneo.

• Duplicación de AA.SS. de Gaviota

La duplicación de la capacidad operativa de este

almacenamiento, desde los 879 Mm3 (n) actua-

les hasta los aproximadamente 1.558 Mm3 (n),

está revista para el año 2009. Las principales

características operativas tras su duplicación

serían las siguientes: capacidad de inyección

9,6 Mm3 (n)/día y capacidad de extracción

máxima de 14,2 Mm3 (n)/día, no requiriendo

una mayor inyección de gas colchón.

Para poner en marcha esta duplicación es nece-

saria la construcción del gasoducto Bermeo-

Lemona, de unos 32 km de longitud y 24 pul-

gadas de diámetro, que debería encontrarse

operativo en el año 2009, al mismo tiempo que

la ampliación del almacenamiento.

• Desarrollo de AA.SS. de Yela

Los estudios y análisis realizados en relación

con la viabilidad técnica como almacenamien-

to subterráneo de esta estructura geológica se

encuentran en un estado avanzado. El volumen

operativo de gas previsto podría ser superior a

1 bcm, con una capacidad de extracción máxi-

ma de 15 Mm3 (n)/día y una capacidad de

inyección máxima del orden de los 5 Mm3

(n)/día. El volumen de gas colchón necesario se

estima en torno a los 900 Mm3 (n).

Esta infraestructura está planificada para su pues-

ta en funcionamiento en el año 2009. Para su

conexión con la red general básica de gasoductos

se necesitaría disponer del gasoducto Algete-Yela,

de 88 km de longitud y 26 pulgadas de diámetro.

El desarrollo de este almacenamiento, dada su

proximidad geográfica a Madrid, tendría un

carácter estratégico para el sistema, ya que per-

mitiría suministrar a Madrid del orden de

500.000-600.000 Mm3 (n)/hora de manera

directa durante el período invernal.

• Desarrollo de AA.SS. de Poseidón

Este proyecto consiste en la transformación de

un antiguo yacimiento de gas natural en almace-

namiento subterráneo. La fecha prevista de fun-

cionamiento en la Planificación es el año 2009.

Las principales características previstas para

este almacenamiento son: volumen operativo de

unos 250Mm3 (n), capacidad de inyección del

orden de 1 Mm3 (n)/día, capacidad de extracción

de unos 1,5Mm3 (n)/día y un volumen estimado

de gas colchón de unos 150Mm3 (n).

• Desarrollo de AA.SS. de Castor

Actualmente se está analizando la viabilidad de

utilizar el antiguo yacimiento petrolífero de

Amposta como almacenamiento subterráneo de

gas. El volumen operativo de este almacena-


miento sería del orden de los 1.100 Mm3 (n),

con una capacidad de extracción próxima a

25 Mm3 (n)/día, una capacidad de inyección del

orden de los 12 Mm3 (n)/día y un volumen esti-

mado de gas colchón de unos 600 Mm3 (n). La

Planificación recoge su entrada en operación

para el año 2009.

Para su funcionamiento será necesaria la cons-

trucción de un gasoducto de unos 30 km de lon-

gitud y 30 pulgadas de diámetro que permita su

conexión con la red básica de gasoductos.

• Desarrollo de AA.SS. de Reus

Acuífero situado en la provincia de Tarragona

que se encuentra actualmente en estudio pen-

diente de la realización de los oportunos análi-

sis que determinen su viabilidad como almace-

namiento subterráneo de gas natural.

En la actualidad, los proyectos de almacena-

miento subterráneo registran retrasos muy signi-

ficativos en la fecha prevista de entrada en ope-

ración respecto a la recogida en la Planificación.

2.5. Distribución


Tienen la consideración de instalaciones de dis-

tribución de gas natural los gasoductos con pre-

sión máxima de diseño igual o inferior a 16 bares

y aquellos otros que, con independencia de su

presión máxima de diseño, tengan por objeto

conducir el gas a un único consumidor, partien-

do de un gasoducto de la red básica o de trans-

porte secundario. Asimismo, se consideran ele-

mentos constitutivos de la red de distribución

todos aquellos activos de la red de comunicacio-

nes, suministro de energía eléctrica, proteccio-

nes, control, servicios auxiliares, terrenos, edifi-

caciones y demás elementos auxiliares, en la

parte destinada exclusivamente para el adecuado

funcionamiento de las instalaciones específicas

de las redes de distribución antes definidas,

incluidos los centros de control en todas las par-

tes y elementos que afecten a las instalaciones de

distribución.

Tienen también la condición de instalaciones de

distribución las plantas satélite de gas natural

licuado que alimenten a una red de distribución.

Desde un punto de vista técnico, la distribución

puede clasificarse según un rango de presiones:

— APB: Canalizaciones de gas para presiones

superiores de 16 bar.

— APA: Canalizaciones de gas para presiones

comprendidas entre 4 y 16 bar.

— MPB: Canalizaciones de gas para presiones

comprendidas entre 0,4 y 4 bar.

— MPA: Presión máxima de servicio efectiva sea

superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar, inclusive.

— BP: Canalizaciones para presiones inferiores

a 0,05 bar.

La actividad de distribución tiene por objeto prin-

cipal transportar el gas desde las redes de trans-

porte, es decir desde las redes de presión superior

a 16 bar, hasta los puntos de consumo, así como la

venta de gas natural a los consumidores que se

encuentran a tarifa.

144

Gas


2.5.2. Situación de la distribución en España

En lo que se refiere a la actividad de distribución

de gas natural, en España las empresas que desa-

rrollan esta actividad se recogen en el siguiente

cuadro:

Grupo Gas Natural

Gas Natural SDG, S.A.Compañía Española de Gas, S.A.Gas Castilla y León, S.A.Gas Andalucía, S.A.Gas Castilla-La Mancha, S.A.Gas Navarra, S.A.Gas Galicia, S.A.Gas Cantabria, S.A.Gas Rioja, S.A.Gas Murcia, S.A.Gas La Coruña, S.A.

Grupo Endesa

Gas Aragón, S.A.Distribución y Comercialización de Gas Extremadura, S.A.Distribuidora Regional, S.A.Meridional del Gas, S.A.U.Gas Alicante, S.A.U.Gesa Gas, S.A.U.4

Grupo Naturgas Energía Distribución SAU

Naturgas Energía Distribución SAUGas Nalsa, S.A.Gas Tolosa, S.ADistribuidora Septentrional del Gas, S.A.

Gas y Servicios Mérida, S.L.

Grupo FENOSA

Gas Directo, S.A

La actividad de distribución, como la actividad de

transporte, tiene carácter de actividad regulada,

debido al monopolio natural que suponen las

estructuras de redes. Las redes son las infraestruc-

turas necesarias para suministrar gas al cliente

final, no teniendo sentido económico una duplici-

dad de las mismas. En consecuencia, el necesario

uso de estas instalaciones por los agentes del mer-

cado se lleva a cabo posibilitando el derecho de

acceso a las mismas en condiciones objetivas,

transparentes y no discriminatorias. Así, los distri-

buidores suministran a los consumidores que se

encuentran a tarifa y que no han decidido pasarse

a mercado libre y permiten a otros agentes, comer-

cializadores o clientes cualificados, utilizar sus

instalaciones de distribución para suministrar a los

clientes del mercado libre. Al igual que el resto de

las actividades reguladas del sector gasista, la dis-

tribución es retribuida económicamente con cargo

a las tarifas y a los peajes que pagan los usuarios.

A continuación se muestra un cuadro resumen

(cuadro 2.5.1) con los valores de ventas de las dis-

tintas compañías distribuidoras de gas natural en el

mercado regulado, es decir a tarifa.

Si en lugar de considerar las empresas por separa-

do, se tienen en cuenta agrupaciones empresaria-

les, se comprueba que el grupo Gas Natural SDG

(formado por Gas Natural SDG, Gas Castilla y

León, Gas Castilla-La Mancha, Gas Coruña, Gas

Andalucía, Gas Galicia, Gas Navarra, Gas Murcia,

Cegas, Gas Cantabria y Gas Rioja) tiene una cuota

del 81,19 % del mercado total.

En segundo lugar se sitúa el grupo Naturgas (que

recientemente compró las participaciones de sus

asociados en las distribuidoras Bilbogas, Gas Pasaia

y Gas Hernani, del País Vasco), con una proporción

145

Gas

4 Gesa Gas suministra aire propanado.


146

Gas

Empresa distribuidoraTotal Cuota del MWh mercado a tarifa

Total Grupo Gas Natural 45.054.466 81,19%

Gas Natural Distribución SDG 36.609.807 65,97%

Gas Natural Castilla León 2.233.986 4,03%

Cegas 1.347.053 2,43%

Gas Natural Andalucía 824.018 1,48%

Gas Natural Navarra 900.036 1,62%

Gas Natural Castilla-La Mancha 1.234.662 2,22%

Gas Natural Galicia 529.357 0,95%

Gas Natural Cantabria 509.945 0,92%

Gas Natural Rioja 408.573 0,74%

Gas Natural Murcia 281.424 0,51%

Gas Natural La Coruña 175.605 0,32%

Total Grupo Naturgas Energía 6.474.205 11,67%

Naturgas Energía Distribución* 5.671.581 10,22%

Gas Natural de Álava 766.678 1,38%

Tolosa Gasa 35.946 0,06%

Total Grupo Endesa 3.593.213 6,48%

Gas Aragón 1.790.031 3,23%

Gesa, S.A. 472.923 0,85%

Distribuidora Regional del Gas 452.253 0,81%

Megasa 170.214 0,31%

Gas Alicante 50.367 0,09%

Dicogexsa 657.425 1,18%

Total Grupo Unión Fenosa 348.128 0,63%

Gas Directo 348.128 0,63%

Resto 23.101 0,04%

Gas y Servicios Mérida 23.101 0,04%

Total 55.493.113 100,00%

* Bilbogas, Gas Hernani y Gas Pasaia integrados en Naturgas Energía Distribución.

Fuente: CNE, Resolución MINECO 15/7/02.

Cuadro 2.5.1. Gas suministrado a tarifa por compañía distribuidora en 2006


147

Gas

Gesa Gas

Naturgas Distribución

Gas Natural de Álava

Tolosa Gasa

Gas Natural Distribución

Gas Directo

Gas GaliciaGas Natural Distribución SDG

Gas La Coruña

Gas NaturalDistribución SDG

Naturgas DistribuciónGas Natural Cantabria


Distribuidora Regional del Gas

Distribuidora Septentrional del Gas

Gas Natural Distribución SDG

Gas Natural Castilla León

Distribución y Comercializaciónde Gas de Extremadura


Gas y Servicios de Mérida

Gas DirectoGas Natural

Distribución SDG


Gas Rioja

Gas NavarraGas Natural

Distribución SDG

Gas AragónGas Natural

Distribución SDG

Naturgas DistribuciónGas Natural

Distribución SDG

CEGASGas Alicante

Gas Natural Distribución SDGGas Castilla-La ManchaGas Natural Distribución SDG

Gas Natural MurciaGas Natural

Gas AndalucíaGas Directo


Meridional del Gas

Gráfico 2.5.1. Empresas de distribución que operan en cada Comunidad autónoma

Fuente: CNE.

Grupo Endesa6,48%

Grupo Unión Fenosa0,63%

GrupoNaturgas11,67%

Otros0,04%

GrupoGas Natural

81,19%

Gráfico 2.5.2. Cuota del mercado suministrado a tarifa por grupo empresarial en 2006

Fuente: CNE.


148

Gas

del 11,67%, seguido por las empresas que compo-

nen el grupo Endesa (Gas Aragón, Distribuidora y

Comercializadora de Gas de Extremadura, Distri-

buidora Regional de Gas, Gas Alicante, Meridional

del Gas y Gesa Gas) con un 6,48 %.

No obstante, como se ha señalado, el gas suministra-

do a tarifa no es el único gas transportado por la red

de gasoductos de distribución. Las comercializadoras

y los consumidores cualificados también utilizan las

instalaciones de los distribuidores, para suministrar a

los clientes cualificados (en la actualidad cualquier

cliente), que se hayan pasado al mercado liberalizado.

En el Anexo de este informe se presentan los sumi-

nistros realizados a tarifa por cada distribuidora, así

como el gas transportado por sus instalaciones con

destino al mercado liberalizado, especificando

grupo tarifario y grupo de peaje respectivamente.

2.6. Comercialización


Esta actividad comprende la adquisición de gas

para su venta a los consumidores cualificados u

otros comercializadores en los términos económi-

cos libremente pactados entre las partes. Para ello

acceden a las instalaciones de terceros en los tér-

minos establecidos en la Ley 34/1998, de 7 de

octubre, del Sector de Hidrocarburos, posterior-

mente desarrollados en el Real Decreto 949/2001,

de 3 de agosto.

2.6.2. Situación de la comercialización

en España

A principios del año 2007 figuraban 26 empresas

inscritas en el registro de comercializadoras. Éstas

eran las siguientes: Multiservicios Tecnológicos,

S.A., Centrica Energía, S.L. (Sociedad Uniper-

sonal), Investigación Criogenia y Gas, S.A.,

Liquid Natural Gaz, S.L., Comercializadora de

Gas Extremadura, S.A., Nexus Energía, S.A.,

Regasificación y Equipos, S.A., Bahía de Bizkaia

Electricidad, S.L., Hidrocantábrico Energía SAU,

Ingeniería y Comercialización de Gas S.A.,

Electrabel España, S.A., RWE Trading Gmbh

Sucursal en España, S.A., Repsol Comercia-

lizadora de Gas, S.A., Unión Fenosa Gas

Comercializadora, S.A, Endesa Energía, S.A., Gaz

de France Comercializadora, Gas Natural

Servicios, S.A., Gas Natural Comercializadora,

S.A., CARBOEX S.A. (Sociedad Unipersonal),

Grupo Gas Natural SDG Grupo Naturgas Resto distribuidoras

GWh

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

Tarifas A y MP Grupos 2 y 2 bis (y Tarifas B y B bis) Grupo 3 Tarifas C y D

Gráfico 2.5.3. Distribución del consumo por empresas distribuidoras y grupos de tarifa

Fuente: CNE, SIFCO.


149

Gas

Unión Fenosa Comercial, S.L., Shell España, S.A.,

ENI España Comercializadora de Gas, S.A.U, BP

Gas España, S.A. (Unipersonal), Cepsa Gas

Comercializadora, S.A., Naturgas Energía Comer-

cializadora, S.A.U e Iberdrola S.A.

Desde el año 2003, todos los consumidores tienen

la consideración de consumidores cualificados.

Durante 2006, aquellos que ejercieron su opción

de suministrarse en el mercado liberalizado, bien

directamente o, en general, a través de comercia-

BP2,7%

GN Comercializadora43,2%

Endesa Energía7,8%

CEPSA3,2%

BBE2,6%

GN Servicios4,4%

Gaz de France2,0%

Iberdrola14,0%

Naturgas EnergiaComercializadora S.A.U.3,8%

UF Gas12,9%

Shell3,4%

Gráfico 2.6.1. Cuota de mercado por comercializadora en 2006

Fuente: CNE.

IncogasIberdrolaNaturgas (G. Naturcorp)Edison

Grupo Unión FenosaBBECentricaBPCepsaGrupo Endesa

Grupo Gas Natural

Shell

Gaz de France

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 2.6.2. Evolución de las cuotas de las comercializadoras en el mercado libre

Fuente: CNE.


150

Gas

lizadora, haciendo uso del derecho, fueron res-

ponsables del 86% del consumo total de gas.

Concretamente, supusieron un total de 336.217

GWh, mientras que el 14% restante, 55.218 GWh,

fue suministrado a través del mercado a tarifa.

Cabe destacar el número de empresas comercializa-

doras activas que han participado en el mercado libre

durante el año 2006. El grupo Gas Natural es el

grupo con mayor cuota dentro del mercado liberali-

zado, con un 48%. Otras comercializadoras, cuentan

ya con cuotas muy significativas, destacando los

grupos empresariales de Iberdrola, Unión Fenosa o

Endesa, con cuotas superiores al 5% del mercado.

2.7. La demanda y los consumidores

En este capítulo se aporta información sobre el

consumo de gas natural en España durante el año

2006, así como la evolución de la demanda con

relación a ejercicios anteriores y la evolución del

mercado liberalizado. Se incluyen las tarifas,

explicando el sistema de cálculo y la actualiza-

ción de las mismas. También se situará a España

dentro del contexto europeo, estableciendo una

comparativa de precios del gas entre diversos

países.

2.7.1. Evolución de la demanda

Demanda anual

En el año 2006 se ha registrado un consumo total

de gas natural de 391.435 GWh, con una tasa de

crecimiento del 3,5% respecto al año anterior.

En el gráfico 2.7.3 se puede apreciar, de mane-

ra conjunta, la evolución mensual de consumo

GWh/

año

Demanda real Demanda según planificación rev. 2005-2011

Ene-

98

Abr-

98

Jul-

98

Oct-

98

Ene-

99

Abr-

99

Jul-

99

Oct-

99

Ene-

00

Abr-

00

Jul-

00

Oct-

00

Ene-

01

Abr-

01

Jul-

01

Oct-

01

Ene-

02

Abr-

02

Jul-

02

Oct-

02

Ene-

03

Abr-

03

Jul-

03

Oct-

03

Ene-

04

Abr-

04

Jul-

04

Oct-

04

Ene-

05

Abr-

05

Jul-

05

Oct-

05

Ene-

06

May

-06

Sep-

06

260.000

300.000

340.000

380.000

140.000

180.000

220.000

Gráfico 2.7.1. Evolución del consumo total en el año móvil

Fuente: CNE,Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.


151

Gas

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

GWh/

mes

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Gráfico 2.7.2. Evolución del consumo total desglosado por meses y años

Fuente: CNE, Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.

GWh/

mes

Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh) Tasa de variación en términos de año movil (%)

-4.000

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

-12

-8

-4

0

4

8

12

16

20

Ene-

99

May

-99

Sep-

99

Ene-

00

May

-00

Sep-

00

Ene-

01

May

-01

Sep-

01

Ene-

02

May

-02

Sep-

02

Ene-

03

May

-03

Sep-

03

Ene-

04

May

-04

Sep-

04

Ene-

05

May

-05

Sep-

05

Ene-

06

May

-06

Sep-

06

%

Gráfico 2.7.3. Tasa de variación (%) sobre el mismo mes del año anterior

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.


durante los años 1999 a 2006. Durante el año

2006 se observa la desaceleración del creci-

miento del consumo de gas respecto a períodos

anteriores, registrándose en noviembre y

diciembre de 2006 consumos de gas inferiores a

los del año previo. La explicación a esta evolu-

ción debe buscarse, entre otras causas, en unas

condiciones climatológicas más benignas que

en años precedentes, mayor hidraulicidad y

altos precios del gas respecto a períodos prece-

dentes.

Demanda punta

La demanda punta del sistema en el invierno

2006-2007 se registró el martes 30 de enero

de 2007, alcanzando la demanda de gas natural un

nuevo máximo histórico, con un consumo de

1.662 GWh/día. Dicho valor superó en un 7% el

máximo alcanzado durante el invierno 2005-2006,

el día 23 de febrero de 2006. De los 1.662 GWh,

1.089 GWh/día se destinaron al mercado

convencional (49 GWh en cisternas de GNL)

y 573 GWh/día al sector eléctrico, cuyo reparto

fue 24 GWh/día para centrales térmicas y

549 GWh/día para los CCGT. El mercado eléctri-

co supuso un tercio de la demanda total.

Estructura del mercado

La estructura tarifaria que se aplica, es una estruc-

tura basada en niveles de presión y volumen de

consumo. Se mantiene una única tarifa por uso

final, que es la de materia prima.

152

Gas

631 652762 778

938

1.1371.246

1.503 1.5521.662

1.600

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.800

16 dicINVIERNO

97-98

2 dicINVIERNO

98-99

25 eneINVIERNO

99-00

28 febINVIERNO

00-01

19 dicINVIERNO

01-02

18 febINVIERNO

02-03

2 marINVIERNO

03-04

27 eneINVIERNO

04-05

23 febINVIERNO

05-06

30 eneINVIERNO

06-07

GWh/

día

Gráfico 2.7.4. Evolución de la demanda punta

Fuente: CNE.


En cuanto al empleo del gas que realizan los consu-

midores, el mercado puede clasificarse en mercado

convencional y mercado de generación eléctrica. El

mercado convencional agrupa los consumos tradi-

cionales de gas, es decir, aquellos suministros desti-

nados al consumo residencial, al sector servicios y a

los procesos productivos del sector industrial

(incluida la cogeneración). Dentro del mercado de

generación eléctrica se puede distinguir entre cen-

trales térmicas convencionales y ciclos combinados.

Según el suministrador del gas se puede distinguir

entre mercado Regulado, atendido por distribuido-

res, y mercado en régimen de acceso de terceros a

la red o liberalizado, suministrado por los comer-

cializadores.

153

Gas

Unidad: TWh 2006 2004 Variación 04-05

Mercado convencional 265 257 -3%

Regulado 49 53 8%

ATR 216 204 -6%

Mercado de generación eléctrica 113 135 19%

Regulado 14 2 -83%

ATR-CCGT 99 132 34%

Total 378 391 4%

Fuente: Gestor Técnico del Sistema y CNE.

Cuadro 2.7.1. Evolución de las ventas por mercados. TWh

GeneraciónATR33,79%

ConvencionalATR

52,11%

GeneraciónRegulado0,61%

ConvencionalRegulado

13,49%

Gráfico 2.7.5. Distribución de la demanda en 2005



A continuación se recoge la evolución del mercado

convencional y del de generación eléctrica, diferen-

ciando entre mercado regulado y liberalizado.

Como ya se ha dicho, en el año 2006 se registró una

importante desaceleración del crecimiento de la

demanda de gas en España, siendo un 3,5% superior

a la del año precedente. La demanda convencional

registró un retroceso del 3%, motivado, fundamen-

talmente, por la benignidad de la climatología y la

coyuntura de altos precios de gas. Por el contrario,

el tirón en la demanda de gas con destino al sumi-

nistro de ciclos combinados, que aumentó un 34%

respecto a 2005 (incremento conseguido en la pri-

154

Gas

GWh/

día

Plantas satélite

Mercado degeneraciónATR-CCGT

Mercado degeneraciónregulado

MercadoconvencionalATR

Mercadoconvencionalregulado

1-1-

06

16-1

-06

31-1

-06

15-2

-06

2-3-

06

17-3

-06

1-4-

06

16-4

-06

1-5-

06

16-5

-06

31-5

-06

15-6

-06

30-6

-06

15-7

-06

30-7

-06

14-8

-06

29-8

-06

13-9

-06

28-9

-06

13-1

0-06

28-1

0-06

12-1

1-06

27-1

1-06

12-1

2-06

27-1

2-06

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

Gráfico 2.7.6. Demanda anual 2006


GWh/

mes

12.000

14.000

16.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre

Gráfico 2.7.7. Evolución del consumo del mercado de generación eléctrica

Fuente: Boletín oficial de Hidrocarburos y CNE.


155

Gas

mera mitad del año, donde la generación eléctrica

hidráulica fue inferior a lo habitual), posibilitó un

incremento global de la demanda.

Aunque en los últimos años, el incremento del

número de clientes se sitúa por encima de los

300.000 nuevos suministros anuales, el incremen-

to de la demanda se está impulsando en la entrada

sucesiva de nuevos ciclos combinados, hecho que

se refleja en el gráfico 2.7.7. La demanda de gas

para producción de energía eléctrica supuso un

34% de la demanda total en 2006.

Evolución del mercado liberalizado

El mercado de gas natural ha seguido un proceso

gradual de apertura. Este proceso se inició en 1999

y se ha completado el 1 de enero de 2003, momen-

to en el que todos los clientes pasaron a ser clien-

tes cualificados.

Los clientes que tienen la consideración de cuali-

ficados son aquellos que tienen derecho a elegir

libremente su suministrador, es decir, aquéllos que

pueden decidir suministrarse bien a través de la

distribuidora de su zona, bien a través de cualquier

comercializadora que opere en el mercado gasista

español, o bien directamente.

Como se puede observar en los siguientes gráfi-

cos, el cambio de los consumidores desde el mer-

cado a tarifa hacia el mercado libre ha seguido,

desde sus inicios, una tendencia claramente cre-

ciente. De hecho, en 2006, el 86% del gas comer-

cializado a clientes finales tuvo lugar en el merca-

do liberalizado.

De forma similar a las ventas de gas, el número de

clientes en el mercado libre ha seguido una trayec-

toria creciente, aunque de menor magnitud, expre-

sada en términos proporcionales. Durante los pri-

meros años, solo los grandes clientes tenían la con-

dición de elegibles. De este modo, el cambio de

algunos de ellos al mercado libre, si bien apenas

era significativo en cuanto a cuota de clientes,

tenía una repercusión apreciable en la cuota de

ventas.

A partir de 2003, con la apertura total del merca-

do, el número de clientes que comenzó a suminis-

trarse a través del mercado liberalizado se incre-

mentó notablemente, al participar en el mercado

libre también los clientes domésticos y comercia-

les de menor consumo.

El suministro al sector industrial, tanto convencio-

nal, como eléctrico, supone el 86% de los suminis-

tros totales del mercado, efectuándose un 97,7%

de dichos suministros a presión superior a 4 bar.

Los grupos tarifarios con mayor volumen de sumi-

nistro son el grupo 1 y grupo 2, con un 39,9% y

39,8%, respectivamente.

Atendiendo a escalones de consumo dentro de

cada grupo, el grupo 1.3 registra el 80,5% de los

suministros realizados a presión superior a

60 bar. En este escalón de consumo se encuentran

la mayoría de ciclos combinados.

En el grupo 2, el escalón de consumo 2.5 supone

el 38,8% de la energía suministrada. También

destaca el escalón 2.6, al que se encuentran aco-

gidos los ciclos combinados que no están en el

grupo 1.3, con un 27,4% de los suministros del

grupo 2.

En el grupo 3, doméstico–comercial, el mayor

peso en los suministros lo registra el grupo 3.2,


con un 53,8% del total. Dentro de este escalón se

encuadran, entre otros, los consumidores domésti-

cos con calefacción individual de gas. Destaca

también el grupo 3.4, con un 29,1% respecto al

grupo 3. En el escalón 3.4 se incluyen suministros

a calefacciones de comunidades de vecinos, hospi-

tales y hoteles, entre otros.

En cuanto a Comunidades Autónomas, destacan

por su consumo Cataluña y Andalucía, con un

19,5% y 18,5% respectivamente. Les siguen el

País Vasco y la Comunidad Valenciana, con un

18,8% y 10,6% respectivamente. Entre estas cua-

tro regiones suponen casi un 60% de la demanda

nacional.

156

Gas

0%0%

0% 0%3%

22% 37%35%

63%65%78%97%100%100%100%100%

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Mercado regulado Mercado liberalizado % Mercado liberalizado % Mercado regulado

Gráfico 2.7.9. Evolución de la proporción de los clientes de los mercados libre y regulado de gas.

Fuente: CNE.

GWh/

año

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

100%

0%

90% 62% 45%29%

83% 86%10%

14%17%20%

38%55%

71%80%

Mercado regulado Mercado liberalizado

Gráfico 2.7.8. Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado de gas

Fuente: CNE.


157

Gas

Según el número de consumidores, el grupo 3, de

suministros a doméstico comercial, es el que pre-

senta mayor número de suministros, con

6.405.820 usuarios conectados a las redes de dis-

tribución, con un porcentaje del 99,9% del total

de suministros del sistema. Dentro del grupo 3, el

mayor número de consumidores se registra en los

grupos 3.2 y 3.1, con un 54,2% y un 44,9% de los

suministros. El grupo 3.1, a pesar del número de

suministros, supone el 14,9% del gas suministra-

do en el grupo 3, al tratarse de consumidores que

emplean el gas natural únicamente para cocinar o

para agua caliente sanitaria.

Cataluña y Madrid son las Comunidades autóno-

mas que mayor número de consumidores de gas

natural tienen, con un 31,2% y 24,7% respectiva-

mente. Tras ellas, la Comunidad Valenciana

(8,3%), País Vasco (6,8%) y Castilla y León

(5,5%), superan una cuota del 5% en número de

suministros.

Dentro del sector industrial (grupos 1 y 2) el

número de consumidores que optaron por el sumi-

nistro a través de comercializadora creció hasta

diciembre del año 2004, hasta cuotas próximas al

100% en el grupo 1 y 90% en el grupo 2, en núme-

ro de consumidores. En esta fecha, los grupos 1 y

2 registraron un retroceso en el número de consu-

midores que optaron por el suministro en régimen

de ATR por la coyuntura de precios que se registró

en aquel momento.

GWh

Ene-

01Fe

b-01

Mar

-01

Abr-

01M

ay-0

1Ju

n-01

Jul-

01Ag

o-01

Sep-

01Oc

t-01

Nov-

01Di

c-01

Ene-

02Fe

b-02

Mar

-02

Abr-

02M

ay-0

2Ju

n-02

Jul-

02Ag

o-02

Sep-

02Oc

t-02

Nov-

02Di

c-02

Ene-

03Fe

b-03

Mar

-03

Abr-

03M

ay-0

3Ju

n-03

Jul-

03Ag

o-03

Sep-

03Oc

t-03

Nov-

03Di

c-03

Ene-

04Fe

b-04

Mar

-04

Abr-

04M

ay-0

4Ju

n-04

Jul-

04Ag

o-04

Sep-

04Oc

t-04

Nov-

04Di

c-04

Ene-

05Fe

b-05

Mar

-05

Abr-

05M

ay-0

5Ju

n-05

Jul-

05Ag

o-05

Sep-

05Oc

t-05

Nov-

05Di

c-05

Ene-

06Fe

b-06

Mar

-06

Abr-

06M

ay-0

6Ju

n-06

Jul-

06Ag

o-06

Sep-

06Oc

t-06

Nov-

06Di

c-06

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

17.500

20.000

22.500

25.000

27.500

30.000

32.500

35.000

37.500

40.000

42.500

Total del Mercado Mercado Liberalizado

Gráfico 2.7.10. Evolución de las ventas mensuales de gas natural del mercado liberalizado vs. totaldel mercado

Fuente: CNE.


158

Gas

Grupo 239,8%

Grupo 2E2,0%

Grupo 139,9%

Grupo MP1,5%

Grupo 313,8%

Grupo 40,8%

GNL plantas satélite2,2%

Gráfico 2.7.11. Consumo de gas en el año 2006 por grupos tarifarios

Cuadro 2.7.2. Consumo de gas en el año 2006 por grupos tarifarios

ESTRUCTURA DE TARIFAS/ESCALONES DE CONSUMOREGULADO LIBERALIZADO TOTAL

GWh GWh GWh

Grupo 1 (Presión > 60 bares) 1.161 155.175 156.336

1.1. Consumo = < 200 GWh/año

1.2. Consumo > 200 GWh/año y = < 1000 GWh/año

1.3. Consumo > 1000 GWh/año

188

952

21

1.739

21.602

131.835

1.926

22.554

131.788

Grupo 2 (Presión > 4 bares y = < 60 bares) 15.514 148.274 163.7882.1. Consumo = < 500.000 KWh/año

2.2. Consumo > 500.000 KWh/año y = < 5 GWh/año





28

820

2.299

9.657

2.100

610

160

3.383

15.636

23.273

61.463

44.359

187

4.203

17.935

32.930

63.564

44.969

Grupo 3 (Presión = < 4 bares) 30.120 23.885 54.005

3.1. Consumo = < 5.000 KWh/año

3.2. Consumo > 5.000 KWh/año y = < 50.000 kWh/año


3.4. Consumo > 100.000 kWh/año

4.796

16.371

699

8.255

3.263

12.701

449

7.472

8.059

29.072

1.148

15.726

Grupo 4 (Interrumpible) 3.000 0 3.000

4.1. Presión > 4 bares y = < 60 bares

4.2. Presión > 60 bares

713

2.287

0

0

713

2.287

Total Materia Prima 5.698 0 5.698

GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satelite Propia 0 8.793 8.793

TOTAL 55.493 336.127 391.620

Fuente : CNE, Resolución 15/07/2002.Nota 1: La fuente no desagrega los suministros interrumpibles del mercado liberalizado, encontrándose incluidos en los grupos 1y 2 según su presión de suministro.Nota 2: Los suministros industriales a presión inferior a 4 bar se encuentran agregados dentro del grupo 2.

Fuente : CNE


159

Gas

LiberalizadoRegulado

0

20.000.000

40.000.000

60.000.000

80.000.000

MW

h

Andalucía

AragónAsturias

Baleares

Cantabria

Castilla-L

a Mancha

Castilla y

León

Cataluña

Extremadura

Galicia

La Rioja

Madrid Murcia Navarra

País Vasc

o

Com. Valencian

aCanarias Ceuta

Melilla

Gráfico 2.7.12. Consumo de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas

Nota: En Baleares se distribuye aire propanado. Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.

Cuadro 2.7.3. Consumo de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas en MWh

(En MWh) 2006

CCAA Regulado Liberalizado Total

Andalucía 5.558.430 66.774.041 72.332.472

Aragón 2.454.895 15.162.673 17.617.568Asturias 1.971.534 3.357.801 5.329.336

Baleares 472.923 3 472.926

Cantabria 738.380 7.205.430 7.943.809

Castilla-La Mancha 5.377.917 12.681.429 18.059.346

Castilla y León 3.770.633 17.511.876 21.282.509

Cataluña 11.741.411 64.642.235 76.383.646

Extremadura 694.295 497.041 1.191.336

Galicia 1.141.688 5.376.432 6.518.120

La Rioja 555.477 10.485.640 11.041.117

Madrid 8.662.638 15.355.675 24.018.312

Murcia 460.592 23.717.416 24.178.007

Navarra 1.441.158 11.254.366 12.695.524

País Vasco 4.788.670 37.550.613 42.339.283

Com. Valenciana 5.662.483 35.761.140 41.423.623

Canarias 0 0 0

Ceuta 0 0 0

Melilla 0 0 0

GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satélite Propia 0 8.793.184 8.793.184

TOTAL 55.493.123 336.126.996 391.620.119

Nota: Baleares incluye aire propanado. Fuente: CNE. Resolución 15/07/2002.


La Orden ITC/4101/2005, de 27 diciembre, introdu-

jo un calendario de supresión de las tarifas del grupo

1, desde el 1 de julio de 2006, y las tarifas 2.5 y 2.6,

desde el 1 de enero de 2007. Esto supuso que el total

de suministros a tarifa del grupo 1 pasaron a régimen

de ATR a mediados de 2006, como se puede obser-

var en el gráfico. La totalidad de las tarifas del grupo

2 se suprimen desde el 1 de julio de 2007, fecha a

partir de la cual, la totalidad del consumo industrial

se suministrará en el mercado de ATR.

El grupo 3 presenta un crecimiento continuado

desde el año 2003, cuando se abrió la liberaliza-

ción al mercado doméstico comercial.

160

Gas

Cuadro 2.7.4. Número de consumidores de gas en el año 2006 por grupos tarifarios

ESTRUCTURA DE TARIFAS/ESCALONES DE CONSUMO2006

M. Regulado M. Liberalizado Total

Grupo 1 (Presión > 60 bares)

1.1. Consumo = < 200 GWh/año



18 18

39 39

48 48

TOTAL GRUPO 1 0 105 105

Grupo 2 (Presión > 4 bares y = < 60 bares)2.1. Consumo = < 500.000 KWh/año

2.2. Consumo > 500.000 KWh/año y = < 5 GWh/año





183 530 713291 1.618 1.909263 1.215 1.478246 401 64710 304 3141 33 34

TOTAL GRUPO 2 994 4.101 5.095

Grupo 3 (Presión = < 4 bares)

3.1. Consumo = < 5.000 KWh/año



3.4. Consumo > 100.000 kWh/año

2.005.518 870.290 2.875.808

2.001.541 1.473.223 3.474.764

12.324 7.690 20.014

22.076 13.158 35.234

TOTAL GRUPO 3 4.014.459 2.364.361 6.405.820

Grupo 4 (Interrumpible)

4.1. Presión > 4 bares y = < 60 bares

4.2. Presión > 60 bares

5 5

5 5

TOTAL GRUPO 4 0 10 10

Materia Prima 3 0 3

TOTAL GENERAL 4.042.456 2.368.577 6.411.033

Fuente: CNE Resolución 15/07/2002.


161

Gas

Cuadro 2.7.5. Número de consumidores de gas en el año 2006 por Comunidades Autónomas

2006 Consumidorespor 100 hab.CCAA M. Regulado M. Liberalizado TotaL

Andalucía 222.450 93.836 316.286 4

Aragón 124.511 46.384 170.894 13

Asturias 120.873 64.084 184.957 17

Baleares 88.449 1 88.450 9

Cantabria 95.137 43.815 138.952 24

Castilla-La Mancha 92.649 57.989 150.638 8

Castilla y León 206.636 142.864 349.500 14

Cataluña 1.198.691 799.648 1.998.339 28

Extremadura 44.367 902 45.269 4

Galicia 114.132 59.995 174.127 6

La Rioja 38.118 23.386 61.504 20

Madrid 1.056.454 528.254 1.584.708 26

Murcia 53.405 24.409 77.814 6

Navarra 61.649 40.272 101.921 17

País Vasco 203.085 231.709 434.794 20

Com. Valenciana 321.841 211.038 532.879 11

Canarias 0 0 0 0

Ceuta 0 0 0 0

Melilla 0 0 0 0

TOTAL 4.042.447 2.368.586 6.411.033 14

Fuente: CNE. Resolución 15/07/2002.

Grupo I Grupo II Grupo III

Porc

enta

je d

e cl

ient

es e

n m

erca

do li

bera

lizad

o

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

feb-

02

abr-

02

jun-

02

ago-

02

oct-

02

dic-

02

feb-

03

abr-

03

jun-

03

ago-

03

oct-

03

dic-

03

feb-

04

abr-

04

jun-

04

ago-

04

oct-

04

dic-

04

feb-

05

abr-

05

jun-

05

ago-

05

oct-

05

dic-

05

feb-

06

abr-

06

jun-

06

ago-

06

oct-

06

dic-

06

Gráfico 2.7.13. Evolución del número de clientes del mercado liberalizado según el grupo al que pertenezcan

Fuente : CNE.


Evolución del número total de clientes

El número total de consumidores de gas natural

creció desde los 6.053.492 registrados en 2005 a

los 6.411.033 registrados en 2006, lo que repre-

senta un crecimiento porcentual del 5,9%. El

número de consumidores industriales se ha estabi-

lizado en las cotas alcanzadas en el año 2004. Este

crecimiento se fundamenta en el mayor número de

suministros doméstico-comerciales. Los suminis-

tros al mercado industrial se mantienen en cotas

similares a los años 2004 y 2005.

162

Gas

2.1802.402 2.522

2.647 2.721 2.9243.239

3.5683.772 4.077 4.198

4.6014.930

5.3005.653

6.4066.041

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Mile

s de

con

sum

idor

es

Gráfico 2.7.14. Evolución del número de clientes domésticos y comerciales

Fuente: Sedigas, CNE.

Cons

umid

ores

1.93 2.05 2.19 2.352.56

2.772.98

3.213.48

3.84

4.404.64

5.11 5.17 5.21 5.21 5.21

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

01993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041991 1992 20031990 2005 2006

Gráfico 2.7.15. Evolución del número de clientes industriales

Fuente: Sedigas, CNE


La contracción en el número de consumidores

industriales para demanda no eléctrica en los últi-

mos tres años se ha producido a pesar del incre-

mento en el número de municipios que disponen

de suministro de gas natural canalizado, que en

2006 ascendía a 1.248 municipios, 142 más que en

2004. Previsiblemente, la llegada de gas natural

canalizado a nuevos municipios debería ampliar el

número suministros al mercado industrial, ya que

dispondría de acceso a mayor número de polígo-

nos industriales.

2.7.2. Los precios del gas natural

Los precios del gas natural en España

El Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de

Medidas Urgentes de Intensificación de la

Competencia en Mercados de Bienes y Servicios,

en su artículo 8, determinó que el Gobierno,

mediante Real Decreto, aprobaría un sistema eco-

nómico integrado del sector de gas natural, que

modificaría el sistema vigente hasta entonces de

cálculo de las tarifas industriales de gas natural

basado en energías alternativas, por un sistema

basado en costes.

El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el

que se regula el acceso de terceros a las instalacio-

nes gasistas y se estableció un sistema económico

integrado del sector de gas natural, en su capítu-

lo IV, introdujo los criterios generales para la

determinación de las tarifas, peajes y cánones, los

elementos para el cálculo de dichos precios regu-

lados y las nuevas estructuras de tarifas de venta,

peajes y cánones de gas natural.

Las tarifas, peajes y cánones correspondientes a

las nuevas estructuras del Real Decreto 949/2001

entraron en vigor el 15 de febrero de 2002,

momento en el que los valores de dichos precios

regulados fueron establecidos por las Órdenes

163

Gas

N d

e m

unic

ipio

s

746

876948

1.0161.061

1.1061.158

1.2041.248

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

01998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 2006

Gráfico 2.7.16. Evolución del número de municipios con suministro de gas natural o manufacturado

Fuente: Sedigas, CNE.


ECO/302/2002 para las tarifas de venta y

ECO/303/2002 para los peajes y cánones de gas

natural.

Cabe señalar que en los apartados dos, tres, cua-

tro, cinco, seis y siete del artículo 2 del Real

Decreto 942/2005, de 29 de julio, por el que se

modifican determinadas disposiciones en mate-

ria de hidrocarburos, se introdujeron modifica-

ciones al articulado del Real Decreto 949/2001

encaminadas a adelantar al 1 de enero de cada

año la fecha límite de la publicación de las Órde-

nes Ministeriales que regulan el régimen econó-

mico del sector de gas natural, con el fin de

hacer coincidir los períodos de cobros de las

nuevas tarifas, peajes y cánones con el período

correspondiente a la retribución.

La Orden ITC/4100/2005, de 27 de diciembre,

estableció los precios de los peajes y cánones a

aplicar a partir del 1 de enero de 2006. Esta

Orden introdujo el peaje de duración inferior a

12 meses, el peaje interrumpible, el peaje de

tránsito internacional e incorporó los peajes de

transporte y distribución denominados «2.bis»

aplicables a consumidores industriales suminis-

trados a menos de 4 bar y consumo anual igual

o superior a 200.000 kWh/año. Por otra parte, la

Orden ITC/4101/2005 estableció los precios de

las tarifas de venta y revisó la fórmula del coste

unitario de la materia prima (Cmp) a aplicar a

partir del 1 de enero de 2006. En esta orden se

incorporaron las tarifas de venta denominadas

«2.bis» y se procedió a la eliminación de las

tarifas del grupo 1, subgrupos 2.5 y 2.6 del

grupo 2 y tarifas del grupo 4, por lo que se esta-

blecieron distintas tarifas de carácter transitorio

para los consumidores acogidos a las tarifas

anteriores.

A continuación se analiza la evolución de los valo-

res de las tarifas de venta, los peajes y los cánones

de gas natural, registrada en 2006.

Tarifas de gas natural y gases manufacturados

por canalización y alquiler de contadores

El 27 de diciembre de 2005 se publicó la Orden

ITC/4101/2005 por la que se establecieron las tarifas

de gas natural y gases manufacturados por canaliza-

ción, alquiler de contadores y derechos de acometi-

da para los consumidores conectados a redes de

presión de suministro igual o inferior a 4 bar.

El artículo 3 de la Orden ITC/4101/2005 incluyó

la nueva fórmula del Cmp. Al respecto, cabe

señalar que se han mantenido los tres escalones

en función del crudo Brent utilizadas en las fór-

mulas aplicadas en 2004 y 2005. No obstante, se

han modificado tanto las ponderaciones de los

productos derivados del petróleo, como las refe-

rencias utilizadas. En particular, se ha eliminado

en la fórmula el término referido al Brent_Spot.

En la nueva fórmula incluida en la Orden

ITC/4101/2005, esta referencia únicamente se

utiliza para determinar los escalones y la fórmu-

la a aplicar en cada caso.

El coste unitario de la materia prima en enero de

2006 ascendió a 0,020213 euros/kWh, aumentan-

do un 14,07% respecto al valor fijado en la Orden

ITC/3321/2005, de 25 de octubre. Este aumento se

debió, por una parte, a la modificación del térmi-

no fijo de la fórmula de actualización del Cmp res-

pecto a la fórmula establecida en la Orden

ITC/104/2005 y, por otra parte, a una subida en las

cotizaciones del Brent, gasóleos y fuelóleos supe-

rior al 5% respecto a los valores publicados en

octubre de 2005.

164

Gas


El coste unitario de la materia prima (Cmp) se

revisa en los meses de enero, abril, julio y octubre

de cada año, de acuerdo con la fórmula definida

anualmente en la Orden de tarifas de venta. Las

tarifas de venta se modifican siempre que el valor

del nuevo Cmp exceda al alza o a la baja el 2% del

valor del último Cmp publicado. Asimismo, en el

artículo 6 de la Orden ITC/4101/2005 se modificó

el coeficiente que relaciona la variación del Cmp y

la actualización de los términos de energía de las

tarifas de venta respecto al valor fijado en la Orden

ITC/104/2005. En particular, este coeficiente se

fijó en 1,014800 en la Orden ITC/4101/2005, dis-

minuyendo un 1,01% respecto al valor establecido

en la Orden ITC/104/2005.

En cumplimiento con lo establecido en dicha

Orden en lo relativo a la variación de las tarifas de

venta a partir de la revisión trimestral del valor del

Cmp, cabe señalar que durante el año 2006 no se

publicó ninguna Resolución en la que se hicieran

públicas las tarifas de suministro de gas natural, el

coste unitario de la materia prima y el precio de

cesión, debido a que la variación del Cmp en el

momento de cada una de las revisiones estuvo

comprendida dentro del rango del + 2%.

En particular, el cálculo del valor del Cmp en el

mes de abril, de acuerdo con la fórmula definida

en el artículo 3 de la Orden ITC/4101/2005,

supuso una variación del mismo respecto al valor

publicado en dicha Orden ITC/4101/2005, sin

incluir las desviaciones del ejercicio 2005 del

coste real de la materia prima para el suministro

de gas para su venta a tarifa, de un -0,24%, debi-

do al efecto de dos factores de signo contrario.

Por un lado, se produjo una apreciación del euro

frente al dólar y una caída de las cotizaciones del

gasóleo y por otro, una subida en las cotizaciones

del fueloil tanto con 1% de azufre como con

3,5% de azufre.

El cálculo del valor del Cmp en el mes de julio

supuso una variación del mismo respecto al valor

publicado en la Orden ITC/4101/2005, sin incluir

las desviaciones del ejercicio 2005 del coste real

de la materia prima para el suministro de gas para

su venta a tarifa, de un –0,33%, debido al efecto de

dos factores de signo contrario. Por un lado, se

produjo una subida en las cotizaciones de todas las

variables que integran la fórmula del Cmp, esto es,

del gasoil con 0,2% de azufre y del fueloil con 1%

y 3,5 % de azufre, y, por otro lado, se produjo una

apreciación del euro frente al dólar, que compen-

saba la subida de los productos incluidos en la fór-

mula de revisión del Cmp.

Finalmente, el cálculo del valor del Cmp en el

mes de octubre supuso una variación del mis-

mo respecto al valor publicado en la Orden

ITC/4101/2005, sin incluir las desviaciones del

ejercicio 2005 del coste real de la materia prima

para el suministro de gas para su venta a tarifa,

de un 0,11%, debido a que se produjo una subi-

da en las cotizaciones de todas las variables que

integran la fórmula del Cmp que fue compensa-

da por una apreciación del euro frente al dólar

(véase gráficos 2.7.2.1 y 2.7.2.2).

En el gráfico 2.7.2.3. se muestra la evolución del

coste unitario de la materia prima registrada en

2006 y el precio del gas en diferentes mercados spot

en Europa y EE.UU. Asimismo, derivado de la evo-

lución de las cotizaciones internacionales que sir-

ven para actualizar la fórmula del coste de la mate-

ria prima (Cmp) según la Orden ITC/4101/2005, y

como una referencia de la evolución del precio del

gas, el valor del Cmp se situó en 20,213 €/MWh

165

Gas


166

Gas

Gráfico 2.7.2.2. Evolución mensual del Tipo de Cambio $/€

Fuentes: Paws y CNE

Gráfico 2.7.2.1. Evolución mensual de las cotizaciones del crudo y productos

Fuentes: Paws y CNE.


durante todo el año 2006. Se observa que desde

mayo de 2006 el Cmp muestra valores superiores a

los de los mercados internacionales analizados.

En cuanto a las variaciones registradas en los tér-

minos de facturación de las tarifas de venta publi-

cadas en la Orden ITC/4101/2005 respecto a

los publicados en la Orden ITC/3321/2005 de

25 de octubre, cabe destacar que la Orden

ITC/4101/2005 estableció una serie de cambios

en las tarifas de venta que han de ser tenidos en

cuenta a la hora de realizar estas comparaciones.

Por una parte, la Orden ITC/4101/2005 en su artícu-

lo 17 incorporó las tarifas de venta, denominadas

«2.bis», que son aplicables a consumidores industria-

les que con anterioridad a la entrada en vigor de la

Orden ECO/302/2002, estuviesen conectados a gaso-

ductos a presión inferior o igual a 4 bar, con un con-

sumo anual o superior a 200.000 kWh/año.

Por otra parte, la Orden ITC/4101/2005 eliminó

las tarifas del Grupo 1, subgrupos 2.5 y 2.6 del

Grupo 2 y las del Grupo 4 y estableció las siguien-

tes tarifas con carácter transitorio:

• Tarifas transitorias «A» para los clientes a los

que a 31 de diciembre de 2005 se les estuviera

aplicando las tarifas del Grupo 1. Estas tarifas

se aplicaron hasta el 30 de junio de 2006.

• Tarifas transitorias «B» para los clientes a los que

a 31 de diciembre de 2005 se les estuviera apli-

cando las tarifas 2.5 y 2.6. Estas tarifas se aplica-

ron hasta el 31 de diciembre de 2006. Lo mismo

ocurre para los clientes a los que es de aplicación

167

Gas

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Prec

io d

el g

as (

€/M

Wh)

Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06

TTF (Holanda) CmpHenry Hub (EE.UU.) NBP (UK)

Gráfico 2.7.2.3 Evolución del Cmp y de precios del gas natural en mercados spot en 2006.

Fuente: Platts, World Gas Intelligence y Orden ITC/4101/2005.


el artículo 17 de la Orden ITC/4101/2005, esto

es, se crearon las tarifas transitorias «B bis» que

se aplicaron hasta el 31 de diciembre de 2006.

• Se creó una tarifa transitoria «C» para las cen-

trales de generación eléctrica a las que a 31 de

diciembre de 2005 se les estuviera aplicando

168

Gas

Cuadro 2.7.2.1. Variación de las Tarifas de venta en enero de 2006 respecto a los de octubre de 2005

TARIFAS DE VENTA

Orden ITC/4101/2005Tasa de variación de la

Orden ITC/4101/2005 sobre Orden ITC 3321/2005

(€/cliente)/mes

(€/kWh/día)/mes

€/kWh(€/cliente)

/mes (%)

(€/kWh/día)/mes

(%)

€/kWh (%)

Grupo 3 (Presión ≤ 4 bar)3.1. C(1) < 53.2. 5 < C ≤ 503.3. 50 < C ≤ 1003.4. C > 100

2,395,34

41,4061,77

0,0482840,0411980,0325440,030100

4,37%4,30%4,26%4,25%

4,26%4,26%4,26%4,26%

Grupo 2 (4 500.000

135,07135,07

0,0374600,0374600,0481630,0454870,0428110,040671

0,0218640,0218520,0216340,0215400,0214360,021341

10,76%10,76%

10,76%10,76%10,76%10,75%10,75%10,75%

10,75%10,76%10,76%10,76%10,76%10,75%

Grupo 2 bis (Art. 17 Orden ITC/4101/2005)

2.1. C ≤ 5002.2. 500 < C < 5.0002.3. 5.000 < C ≤ 30.0002.4. 30.000 < C < 100.0002.5.(3) 100.000 < C ≤ 500.0002.6.(3) C > 500.000

135,62136,52

0,0376120,0378620,0487580,0461500,0434620,041289

0,0219530,0220870,0219010,0218530,0217610,021666

11,21%11,95%

11,21%11,94%12,12%12,37%12,44%12,44%

11,21%11,95%12,12%12,37%12,44%12,44%

Grupo 4 Interrumpible (4 60 bar)(5)

1.1. C < 200.0001.2. 200.000 < C < 1.000.0001.3. C > 1.000.000

0,0427450,0393720,037121

0,0213010,0211820,021182

10,82%10,82%10,82%

10,82%10,82%10,82%

Grupo 4 Interrumpible (P>60bar)(4) 0,022440 11,10%

(1) Consumo anual en MWh.(2) Tarifas transitorias «B» en 2006.(3) Tarifas transitorias «B.bis» en 2006.(4) Tarifas transitorias «C» y «D» en 2006.(5) Tarifas transitorias «A» en 2006.

Fuentes: Orden ITC/3321/2005 y Orden ITC/4101/2006


169

Gas

las tarifas del Grupo 4. Estas tarifas se aplicaron

hasta el 31 de marzo de 2006.

• Se estableció una tarifa transitoria «D» para los

consumidores que no fueran centrales de gene-

ración eléctrica y a las que a 31 de diciembre de

2005 se les estuviera aplicando cualquiera de

las tarifas del Grupo 4. Estas tarifas se aplica-

ron hasta el 30 de junio de 2006.

En el cuadro 2.7.2.1 se muestran los valores de las

tarifas de venta establecidas en la Orden

ITC/4101/2005, así como las tasas de variación

respecto a los valores de la Orden ITC/3321/2005.

Se observa que todas las tarifas de venta experi-

mentaron incrementos significativos. Excepto

las tarifas del grupo 3, aplicadas en mayor medi-

da a consumidores domésticos (tarifas 3.1 y

3.2), que experimentaron un aumento del

4,26%, el resto de tarifas registraron incremen-

tos superiores al 10%. Las tarifas transitorias

«B.bis» (presión inferior a 4 bar) son las que

experimentaron los mayores aumentos (12,44%)

respecto a los valores de las tarifas del grupo 2

publicados en la Orden ITC/3321/2005 para el

año 2005, seguidas de las tarifas transitorias

«C» y «D», correspondientes a centrales de

generación eléctrica y consumidores respectiva-

mente, a los que se les estuviera aplicando las

tarifas del grupo 4 en 2005, cuyo aumento fue

del 11,10%. Cabe señalar que, con la excepción

de las tarifas 3.1 y 3.2, las variaciones tarifarias

se trasladaron de forma uniforme, tanto a los

términos fijos, como a los términos variables de

cada una de las tarifas.

En el cuadro 2.7.2.2 se muestra la participación en

el mercado regulado y liberalizado del consumo y

del número de clientes en 2005 y 2006. Se obser-

va un ligero incremento en el peso del mercado

liberalizado en el consumo total en el año 2006

respecto al año anterior, aumentando su participa-

ción en términos de consumo del 79,7% en 2005 al

85,1% en 2006. La reducción del peso del merca-

do regulado en el consumo total se ve acompañada

también por una disminución del consumo en tér-

minos absolutos siendo el consumo registrado en

el mercado regulado en 2006 un 9,1% inferior al

de 2005.

En el cuadro 2.7.2.3. se muestra información del

consumo y de los valores medios de facturación de

clientes en el mercado regulado en 2006.

Cuadro 2.7.2.2. Número de clientes y consumo en mercado regulado y liberalizado. Años 2005 y 2006

2006 2005%variación06 sobre 05

Nº clientes % s/totalConsumo

% s/total Nº clientes % s/totalConsumo

% s/total Nº clientes Consumo(GWh) (GWh)

Mercado regulado 4.042.802 63,1% 55.898 14,9% 4.052.739 69,6% 61.503 17,1% -0,2% -9,1%

Mercado liberalizado 2.368.794 36,9% 318.944 85,1% 1.769.124 30,4% 298.611 82,9% 33,9% 6,8%

TOTAL 6.411.596 100,0% 374.842 100,0% 5.821.863 100,0% 360.114 100,0% 10,1% 4,1%

Fuente: CNE - Resolución 15/07/2002 y Liquidación 14/2006.


El gráfico 2.7.2.4. muestra la composición del

consumo por grupos tarifarios durante los años

2005 y 2006. El Grupo 3, con un 52,7% del con-

sumo registrado en 2006, es el colectivo de con-

sumidores con mayor peso en el mercado regu-

lado. Es importante señalar que la desaparición

de las tarifas del grupo 1, tarifas 2.5 y 2.6 del

grupo 2 y tarifas del grupo 4 (interrumpibles) a

lo largo de 2006 ha alterado el peso relativo de

cada tarifa en el consumo total del mercado

regulado.

La pérdida de peso del grupo interrumpible (del

23,7% en 2005 al 5,4% en 2006) y del grupo 1

(del 3,6% en 2005 al 2,1% en 2006) en el mer-

cado regulado ha sido compensada por un

aumento de peso del grupo 2, que pasa de supo-

ner un 5% del consumo total en 2005 a un

25,5% en 2006.

Por otra parte, los clientes pertenecientes al Grupo

2.bis han visto aumentada su participación en el

mercado regulado. El consumo de este colectivo

170

Gas

Cuadro 2.7.2.3. Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media (c€/kWh) de clientes en elmercado regulado. Año 2006

(1) Tarifas transitorias «B.bis» en 2006.(2) Tarifas transitorias «B» en 2006.(3) Tarifas transitorias «A» en 2006.(4) Tarifas transitorias «C» y «D» en 2006.

Fuente: CNE - liquidación 14/2006.

N.º clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio %variación sobre año ant.Tarifa (diciembre 06) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes Consumo

Grupo 3 3.1. 2.005.568 4.969 8,9% 295.986 5,96 1,9 -15,5%(Presión ≤ 4 bar) 3.2. 2.001.590 16.760 30,0% 816.178 4,87 -2,7 -19,0%

3.3. 12.326 736 1,3% 29.830 4,05 8,2 -4,0%3.4. 22.079 7.003 12,5% 225.458 3,22 40,4 3,3%

Grupo 2 bis 2.1. 70 10 0,0% 358 3,43 2,9 -23,9%(Art. 17 Orden 2.2. 143 150 0,3% 3.833 2,56 57,1 10,1%ITC/4101/2005) 2.3. 65 665 1,2% 16.931 2,55 140,7 96,9%

2.4. 27 991 1,8% 24.456 2,47 350,0 538,7%2.5.(1) 1 491 0,9% 11.684 2,38 -66,7 -25,2%

Grupo 2 2.1. 214 24 0,00% 864 3,57 23,7 -2,6%(4 < P ≤ 60 bar) 2.2. 274 302 0,5% 7.682 2,55 62,1 33,8%

2.3. 209 2.237 4,0% 55.789 2,49 480,6 528,1%2.4. 223 9.391 16,8% 228.319 2,43 869,6 1.747,9%2.5.(2) 9 1.690 3,0% 39.593 2,34 -10,0 2,2%2.6.(2) 1 610 1,1 13.942 2,26 0,0 103,3%

Grupo 1 1.1. - 188 0,3% 4.464 2,38 -100,0 9,1%(P > 60 bar)(3) 1.2. - 951 1,7% 21.611 2,27 -100,0 -51,9%

1.3. - 21 0,0% 474 2,29 -100,0 -76,2%

Interrumplibles (4) 4 60 - 2.304 4,1% 51.697 2,24 -100,0 -77,1%

MATERIAS PRIMAS 3 5.698 10,2% 111.503 1,96 0,0 -8,1%

TOTAL 4.042.802 55.898 100,0% 1.977.033 3,54 -0,2 -9,1%


ascendió a 2.307 GWh en 2006, lo que representa

el 4,1% del consumo en mercado regulado, frente

al 2,1% registrado en 2005.

Finalmente, la participación de los consumidores

acogidos a la tarifa de Materia Prima en el merca-

do regulado no ha variado en 2006 respecto a

2005, constituyendo un 10% del consumo total.

En el gráfico 2.7.2.5 se muestran los precios

medios por tarifa de venta en el año 2006. Se

observa que el precio medio más elevado corres-

ponde al de los consumidores domésticos acogi-

do a la tarifa 3.1 (presión inferior o igual a 4

bares y consumo anual inferior o igual a 5 GWh),

que ascendió a 5,96 c€/kWh. Por el contrario, el

precio medio más bajo registrado en 2006 (1,96

171

Gas

Interrumpibles5,4%

Grupo 12,1%

Grupo 225,5%

Grupo 355,5%

Interrumpibles23,7%

Materia prima10,1%

Grupo 13,6%

Año 2005Materia prima

10,2%

Año 2006

Grupo 2.bis4,1%

Grupo 352,7%

Grupo 25,0%

Grupo 2.bis2,1%

Gráfico 2.7.2.4. Distribución porcentual del consumo por grupos tarifarios en el mercado regulado.

Años 2005 y 2006


7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

cent

€/k

Wh

Grupo 2.bis

2.32.1e 2.2e 2.4e 2.5e2.3e

5,96

4,87

4,05

3,22 3,43

2,56 2,55 2,47 2,38

3,57

2,55 2,49 2,43 2,34 2,29 2,38 2,27 2,29 2,32 2,24 1,96

Materiaprima

Grupo 3 (P ≤ 4 bar) Grupo 2 (4 60bar

3.2 3.3

Gráfico 2.7.2.5. Precio medio por tarifa de venta (c€/kWh). Año 2006



c€/kWh) correspondió a los clientes acogidos a la

tarifa de materia prima, tarifa por uso vigente

hasta el 31 de diciembre de 2009 según la Orden

ECO/33/20041.

Respecto a la tarifa para suministros de gas natural

para su utilización como materia prima cabe señalar

que será de aplicación hasta el 31 de diciembre de

2009, de acuerdo con lo establecido en la Orden

ECO/33/2004, en el punto 1.4.1 del Anexo I de la

Orden de 30 de septiembre de 1999 y en las modi-

ficaciones introducidas en la Orden de 28 de mayo

de 2001. En dicha normativa se estableció que men-

sualmente se procedería a la publicación mediante

Resolución de los precios máximos de venta de gas

natural para su uso como materia prima.

Durante el año 2006 se publicaron mensualmen-

te por Resoluciones los valores correspondien-

tes a dicha tarifa. En el gráfico 2.7.2.6 se

muestra la evolución mensual de los precios

máximos de venta de gas natural para uso como

materia prima desde enero a diciembre de 2006.

Cabe señalar el comportamiento estable de la

tarifa de materia prima observado durante el

2006, situándose en valores próximos al coste

de la materia prima (Cmp), que ascendió a

2,0213 cent€/kWh y ha permanecido constante

durante el 2006.

172

Gas

2,20

2,00

1,80

1,60

1,40

1,00

cent

€/k

Wh

Tarifa materia prima Cmp = 2,0213


1,7286

1,9317 1,9344

2,0224 2,0261 2,0257 2,0279 0,272 0,0225

1,94751,9414

1,9355

Gráfico 2.7.2.6. Precio del Cmp y de la tarifa de materia prima (c€/kWh). Año 2006

Fuentes: Orden ITC/4101/2005 y Resoluciones mensuales por las que se hace público los precios máximos de ventade gas natural para uso como materia prima.

1 Hasta la publicación de la Orden ECO/33/2004, de 15 deenero, la tarifa de materia prima era de aplicación hasta el 31 de diciembre del año 2004, según la Orden ECO/302/2002.


173

Gas

Peajes y cánones asociados al acceso de terceros

a las instalaciones gasistas

El Real Decreto 949/2001 determinó la nueva

estructura del peaje de regasificación, de los pea-

jes de transporte y distribución, del canon de alma-

cenamiento subterráneo y del canon de almacena-

miento de GNL.

Cabe señalar que en los peajes de transporte y dis-

tribución se distinguieron dos componentes, uno

de entrada al sistema gasista o de reserva de capa-

cidad, y el peaje de conducción, con la misma

estructura por niveles de presión y tramos de con-

sumo anual que las tarifas de venta de gas natural,

lo que permite realizar una comparación coheren-

te entre los clientes en el mercado regulado y en el

mercado liberalizado por niveles de presión y tra-

mos de consumo anual.

La Orden ITC/4100/2005 determinó los valores de

los peajes y cánones asociados al acceso a terceros

a las instalaciones gasistas para 2006 e incluyó los

siguientes aspectos diferenciales respecto a los

peajes y cánones vigentes establecidos en la Orden

ITC/103/2005:

En primer lugar, la Orden ITC/4100/2005 introdujo

por primera vez los peajes de duración inferior a 12

meses. Para el cálculo de los peajes aplicables a con-

tratos de duración inferior a 365 días, se multiplican

el término de reserva de capacidad, el término de

peaje de regasificación y el término fijo del peaje de

conducción por una serie de coeficientes.

En segundo lugar, en el artículo 12 de la Orden

ITC/4100/2005 se introdujo por primera vez el

peaje interrumpible. Según esta modalidad de con-

trato, el cliente interrumpirá su consumo de gas

ante solicitudes del Gestor Técnico del Sistema en las

condiciones que se establecieron en dicho artículo.

Se determinó que la duración mínima de este con-

trato sería de 12 meses prorrogables en función de

las necesidades zonales.

En tercer lugar, se estableció el peaje de tránsito

internacional, aplicable al servicio de transporte de

gas natural con destino a una conexión internacio-

nal y con origen en otra conexión internacional,

una conexión con un yacimiento o una planta de

regasificación.

Por último, la Orden ITC/4100/2005 incorporó los

peajes de transporte y distribución (términos de

conducción) denominados «2.bis», aplicables a los

consumidores industriales que con anterioridad a

la entrada en vigor de la Orden ECO/302/2002, de

15 de febrero, estuviesen conectados a gasoductos

a presión inferior o igual a 4 bar, con un consumo

anual igual o superior a 200.000 kWh/año, que

podrán solicitar a su distribuidor la conexión a pre-

siones superiores a 4 bar.

El cuadro 2.7.2.4 muestra los precios de los peajes

de regasificación, de transporte de GNL a buques y

de transporte y distribución firme, así como los de

distintos cánones de acceso establecidos en la Orden

ITC/4100/2005 para el año 2006. En este cuadro se

establecieron también las variaciones experimenta-

das por los precios de los peajes y cánones en 2006

respecto a los precios de los peajes y cánones de la

Orden ITC/103/2005 para el año 2005.

Se observa que, a diferencia de años anteriores, los

precios establecidos no fueron el resultado de apli-

car variaciones homogéneas en todos los peajes y

cánones vigentes. En particular, el cánon de alma-

cenamiento de GNL aumentó un 10%, el peaje de


trasvase de GNL a buques aumentó un 13,5%, el

peaje de regasificación registró una variación nula,

y los términos de facturación del peaje de trans-

porte y distribución firme y del cánon de almace-

namiento subterráneo disminuyeron en torno al

1,3% respecto a los establecidos en la Orden

ITC/103/2005.

En el cuadro 2.7.2.5 se muestran los precios de los

peajes de transporte y distribución interrumpibles

174

Gas

Cuadro 2.7.2.4. Peajes y cánones de acceso. Año 2006

Fuentes: Órdenes ITC/4100/2005 y ITC/103/2005.

Orden ITC/4100/2005 Tasa de variación de la Orden ITC/4100/2005 sobre Orden ITC/103/2005

€/cliente/mes €/(kWh/dia)/mes €/kWh €/cliente/mes% €/(kWh/dia)/mes % €/kWh %

PEAJE DE REGASIFICACIÓN 0,014662 0,000087 0,00% 0,00%PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓNReserva de capacidad 0,006625 -1,30%Término de conducciónGrupo 3 (Presión ≤ 4 bares)

3.1. C(1) < 5 2,14 0,024211 -1,38% -1,30%3.2. 5 < C ≤ 50 4,79 0,017942 -1,24% -1,30%3.3. 50 < C < 100 37,08 0,009935 -1,30% -1,30%3.4. C > 100 55,34 0,007813 -1,30% -1,30%

Grupo 2.bis (4 < P ≤ 60 bares)2.1.bis C ≤ 500 0,164183 0,0012542.2.bis 500 < C ≤ 5.000 0,044563 0,0010012.3.bis 5.000 < C ≤ 30.000 0,030968 0,0008602.4.bis 30.000 < C ≤ 100.000 0,029816 0,0008102.5.bis 100.000 < C ≤ 500.000 0,028046 0,0007262.6.bis C > 500.000 0,025799 0,000630

Grupo 2 Firme (4 < P ≤ 60 bar)2.1. C ≤ 500 0,154578 0,001181 -1,30% -1,34%2.2. 500 < C ≤ 5.000 0,041956 0,000942 -1,30% -1,26%2.3. 5.000 < C ≤ 30.000 0,027471 0,000763 -1,30% -1,29%2.4. 30.000 < C ≤ 100.000 0,025174 0,000684 -1,30% -1,30%2.5. 100.000 < C ≤ 500.000 0,023142 0,000599 -1,30% -1,32%2.6. C > 500.000 0,021288 0,000520 -1,30% -1,33%

Grupo 1 Firme (P > 60 bar)1.1. C ≤ 200.000 0,021111 0,000517 -1,30% -1,34%1.2. 200.000 < C ≤ 1.000.000 0,018860 0,000417 -1,30% -1,18%1.3. C > 1.000.000 0,017506 0,000375 -1,30% -1,32%

CANON ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 0,000189 0,000174 -1,05% -1,14%

CANON ALMACENAMIENTO GNL 0,086873 10,00%

€/operación €/kWh

PEAJE DE TRASVASE DE GNL A BUQUES 105.274 0,000511 13,53%

(1) Consumo anual en MWh.


y las variaciones experimentadas por los precios

de estos peajes respecto a los precios de los peajes

firmes con niveles de presión y tramos de consu-

mo análogos en el año 2006.

Se aprecia que el término de capacidad de los

peajes interrumpibles no varió respecto a los pea-

jes firmes de la Orden ITC/4100/2005, el térmi-

no fijo es nulo y el término variable aplicable a

cada tipo de peaje fue superior entre un 1,2% y un

47% respecto a los valores de los peajes firmes

de dicha Orden.

En el cuadro 2.7.2.6 se muestran los coeficientes

aplicables al peaje de tránsito internacional. El

precio del peaje de tránsito internacional es el

resultado de aplicar el peaje de transporte y distri-

bución correspondiente a la presión y volumen de

consumo, multiplicando los términos fijo y varia-

ble (incluyendo la reserva de capacidad) por el

coeficiente correspondiente en función del punto

de entrada y de salida.

En el cuadro 2.7.2.7 se muestran los coeficien-

tes aplicables a los peajes de duración inferior a

un año. El precio de los peajes de duración infe-

rior a un año se determina multiplicando el tér-

mino de reserva de capacidad, el término fijo del

peaje de regasificación y el término fijo del

peaje de conducción por los coeficientes que

figuran en el cuadro, según sea la duración del

contrato.

175

Gas

Cuadro 2.7.2.5. Peajes interrumpibles. Año 2006

Fuentes: Órdenes ITC/4100/2005.

Orden ITC/4100/2005 Tasa de variación del peaje interrumpible sobre el

peaje firme

€/cliente/mes €/kWh €/cliente/mes% €/(kWh/dia)/mes % €/kWh %

PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓNINTERRUMPIBLEReserva de capacidad 0,006625 0,00%Término de conducción Interrumpible Interrumpible Interrumpible Interrumpible

«A»(2) «B»(3) «A»(2) «B»(3)

Grupo 1 Interrumpible (P > 60 bar)4.1. C(1) ≤ 200.000 0,000760 0,000524 47,00% 1,35%4.2. 200.000 < C < 1.000.000 0,000612 0,000422 46,76% 1,20%4.3. C > 1.000.000 0,000551 0,000380 46,93% 1,33%

Grupo 2 Interrumpible(4 bar 500.000 0,000764 0,000527 46,92% 1,35%

(1) Consumo anual en MWh.(2) Interrumpible «A»: la duración total máxima de la interrupciones en un año es de 5 días.(3) Interrumpible «B»: la duración total máxima de la interrupciones en un año es de 10 días.


En el cuadro 2.7.2.8 se muestra la información del

consumo y los valores medios de facturación por

término de conducción de los clientes en el merca-

do liberalizado en 2006.

El consumo en el mercado liberalizado en 2006

ascendió a 318.944 GWh, esto es, un 85,1% del

total del sistema. Los consumidores que más

aumentaron su consumo en términos absolutos

durante 2006 fueron los pertenecientes al

Grupo 1 (presión superior a 60 bar), que pasa-

ron de consumir 124.125 GWh en 2005 a

154.570 GWh en 2006, lo que supone un incre-

mento del 24,5%. Este aumento fue acompaña-

do de un aumento de su participación relativa

en el consumo total del mercado liberalizado,

ya que pasó de suponer un 41,6% a un 48,5% en

2006.

Por otra parte, el consumo del grupo 2.bis, esto es,

consumidores conectados a presión inferior o igual

176

Gas

Cuadro 2.7.2.7. Coeficientes aplicables a lospeajes de duración inferior a un año. Año 2006

Orden ITC/4100/2005

Coeficiente aplicables a lospeajes de duración inferior a

un año

Peajediario(1)

Peajemensual(2)

Enero 0,079 1,587

Febrero 0,079 1,587

Marzo 0,079 1,587

Abril 0,051 1,029

Mayo 0,045 0,908

Junio 0,045 0,898

Julio 0,045 0,898

Agosto 0,041 0,819

Septiembre 0,045 0,897

Octubre 0,051 1,014

Noviembre 0,079 1,587

Diciembre 0,079 1,587

(1) Contrato de duración inferior a 30 días.(2) Contrato que coincidan con uno o varios meses naturales.

Fuente: Orden ITC/4100/2005.

Cuadro 2.7.2.6. Coeficientes aplicables al peaje de tránsito internacional. Año 2006

Fuentes: Órdenes ITC/4100/2005.

Orden ITC/4100/2005

PUNTO DE SALIDA

Peaje de Tránsito Internacional Portugal-Extremadura Portugal-Galicia Larrau Irún

Punt

o de

Ent

rada

Cartagena 1,000 1,000 1,000 1,000

Huelva 0,620 1,000 1,000 1,000

Sagunto 1,000 1,000 0,833 1,000

Bilbao 1,000 1,000 0,515 0,350

Barcelona 1,000 1,000 0,773 1,000

Magreb 0,716 1,000 1,000 1,000

Portugal-Extremadura 1,000 1,000

Portugal-Galicia 1,000 1,000

Larrau 1,000 1,000

Irún 1,000 1,000


a 4 bar con un consumo anual igual o superior a

200.000 kWh/año, se redujo un 27,2%, pasando de

7.628 GWh en 2005 a 5.553 GWh en 2006. Esta

disminución del consumo supuso una pérdida del

peso de este grupo en el mercado liberalizado, que

pasó de representar el 2,6% en 2005 al 1,7% en

2006.

El consumo correspondiente al grupo 2 (presión

entre 4 y 60 bar) disminuyó en términos absolutos

un 8,4% en 2006 respecto al consumo en 2005 y su

participación en el mercado liberalizado también se

redujo de un 48,1% en 2005 a un 41,3% en 2006.

Por el contrario, el consumo correspondiente al

grupo 3 aumentó en 2006 un 2,7% respecto al con-

sumo de 2005 aunque su participación en el mer-

cado liberalizado se redujo ligeramente pasando

de un 7,7% en 2005 a un 7,4% en 2006.

Por último, el consumo correspondiente a los con-

tratos interrumpibles supuso sólo un 1,1% del con-

sumo del mercado liberalizado en 2006 (véase grá-

fico 2.7.2.7).

En el gráfico 2.7.2.8 se muestran los valores de

facturación media de los términos de conducción

correspondientes al año 2006.

Se observa que la facturación media del térmi-

no de conducción del peaje de transporte y dis-

tribución osciló entre 3,30 c /kWh del peaje

177

Gas

Cuadro 2.7.2.8. Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media (c€/kWh) de clientes en elmercado liberalizado. Año 2006

Fuente: CNE - Resolución 15/07/2002 y liquidación 14/2006.

Nº clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio % variación sobre año ant.Peaje (diciembre 06) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes ConsumoGrupo 3 3.1. 870.310 2.557 0,8% 84.471 3,30 33,4% 15,8%(Presión ≤ 4 bar) 3.2. 1.473.233 12.121 3,8% 296.468 2,45 35,4% 10,8%

3.3. 7.690 501 0,2% 8.477 1,69 1,9% -3,9%3.4. 13.158 8.560 2,7% 79.110 0,92 -18,9% -9,4%

Grupo 2 bis 2.1.bis 144 46 0,0% 786 1,70 -39,7% -33,0%(Presión ≤ 4 bar) 2.2.bis 558 1.078 0,3% 3.841 0,36 -12,4% -13,8%

2.3.bis 291 3.105 1,0% 9.761 0,31 -12,9% -18,3%2.4.bis 20 1.007 0,3% 2.651 0,26 -51,2% -51,3%2.5.bis 3 317 0,1% 714 0,23 50,0% -27,9%

Grupo 2 2.1. 425 108 0,0% 2.271 2,10 4,7% -3,8%(4 < P ≤ 60 bar) 2.2. 1.165 2.270 0,7% 8.032 0,35 -9,5% -11,4%

2.3. 975 12.214 3,8% 33.555 0,27 -18,1% -16,2%2.4. 382 22.283 7,0% 48.494 0,22 -35,3% -34,9%2.5. 302 59.309 18,6% 99.718 0,17 7,9% 1,8%2.6. 33 35.475 11,1% 53.737 0,15 10,0% 4,4%

Grupo 1 1.1. 19 2.339 0,7% 4.319 0,18 35,7% 93,0%(P > 60 bar) 1.2. 39 22.696 7,1% 33.356 0,15 30,0% 30,3%

1.3. 37 129.535 40,6% 170.768 0,13 12,1% 22,8%

Interrumplibles 4 60 bar 5 2.666 0,8% 1.393 0,05

TOTAL 2.368.794 318.944 100,00% 940.529 0,29 33,9% 6,8%


3.1 (presión inferior o igual a 4 bares y consu-

mo anual inferior o igual a 5 GWh) y 0,05

c /kWh de los peajes interrumpibles (presión

superior a 4 bar y consumo anual superior a 10

GWh/año).

Comparación internacional de precios de gas

natural

Las dos metodologías habitualmente consideradas en

la comparación internacional de precios de la electri-

178

Gas

Grupo 148,5%

Grupo 2.bis2,6%

Grupo 241,1%

Grupo 37,7%

Grupo 141,6%

Grupo 37,4%

Grupo 2.bis1,7%

Año 2006

Grupo 241,3%

Año 2005

Interrumpibles1,1%

Gráfico 2.7.2.7. Distribución del consumo por grupos tarifarios en mercado liberalizado. Años 2005 y 2006.


3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

cent

€/k

Wh

3,30

2,45

1,69 1,70

0,360,31 0,26 0,23

2,10

0,35

0,27 0,22 0,17 0,15 0,180,15 0,13

0,92

Grupo 2.bis

2.32.1 bis 2.2 bis 2.4 bis 2.5 bis2.3 bis

0,05 0,05

Grupo 3 (P < 4 bar) Grupo 2 (4 < P < 60 bar) Grupo 1 (P < 60 bar)

3.1 3.4 2.1 2.2 2.4 2.5 2.6 1.1 1.2 1.33.2 3.3

4 <

P <

60ba

r

P <

60 b

ar

Interrumpibles

Gráfico 2.7.2.8. Facturación media de los Términos de Conducción (c€/kWh). Año 2006



cidad y de gas natural son la metodología de precios

medios, utilizada por la Agencia Internacional de la

Energía (AIE), y la de los precios de los consumido-

res tipo, utilizada por Eurostat, de los que se resumen

sus características en el cuadro 2.7.2.9.

La metodología de precios medios permite compa-

rar niveles globales de precios medios entre países,

obviando los problemas de las diferentes estructu-

ras tarifarias existentes en cada país.

No obstante, la utilización de estadísticas basadas

en dicha metodología presenta determinadas cau-

telas en su uso. Por una parte, es necesario cono-

cer la distribución de los consumos por grupos

tarifarios, lo que implica un retardo en la publica-

179

Gas

Precios medios de consumidores tipo


Gas natural

Precios medios de Eurostat 5 domésticosconsumidores tipo Directiva 90/377/CE 9 industriales

Ventajas

— Utilidad para realizar benchmarking internacional de precios de consumidores tipo seleccionados en términos de

variaciones de precios (aísla el efecto precio).

— Estadísticas oficiales Eurostat, según la Directiva Europea 90/377/CE.

— Actualización de la información con un retardo de sólo 6 meses.

Inconvenientes

— Se desconoce la representatividad entre países de cada consumidor tipo.

— No adecuado para comparar entre países niveles globales de precios medios de domésticos/industriales (faltan

las ponderaciones de cada consumidor tipo en cada país que agregar).

— Falta de representatividad y disponibilidad de información de precios de clientes que acuden al mercado.

Facturación media de clientes


Facturación media Agencia Internacional Total domésticosde clientes de la Energía (OCDE) Total industria

Ventajas

— Permite comparar niveles globales de precios medios entre países.

Inconvenientes

— Retardo en la publicación de la información: necesario conocer la distribución de los consumos por grupos

tarifarios.

— Discrecionalidad en la definición de la facturación media de clientes domésticos/industriales en cada país.

— Tasas de variación interanuales: no aíslan el efecto de variación de precios, también incluyen el efecto de la

variación en los consumos.

Cuadro 2.7.2.9. Descripción de metodologías de precios internacionales de gas natural


ción de la información. Por otra parte, es necesa-

rio tener en cuenta que la comparación de precios

medios en distintos años, según esta metodología,

no aísla el efecto de la variación de precios ya que

también incluye el efecto de la composición de los

consumos.

La metodología de precios de consumidores tipo

permite realizar comparaciones internacionales de

precios de los consumidores tipo seleccionados,

aislando variaciones en los precios y permitiendo

una actualización de la información con un retardo

de sólo 6 meses. Además, tienen la consideración

de estadísticas oficiales europeas, según la

Directiva 90/377/CE.

Sin embargo, las características de las estadísticas

basadas en la metodología de precios de consumi-

dores tipo limitan la comparación internacional de

precios energéticos. En primer lugar, se desconoce

la representatividad entre países de cada uno de los

consumidores tipo definidos. En segundo lugar, al

no disponerse de la ponderación de cada uno de los

consumidores tipo, esta metodología no es adecua-

da para comparar niveles de precios globales de

consumidores domésticos e industriales. Por últi-

mo, se desconoce la representatividad de la infor-

mación de precios de los clientes que acuden al

mercado liberalizado. En muchos casos no se dis-

pone de dicha información por motivos de confi-

dencialidad en los datos de clientes.

Comparación de precios medios de gas natural

según la AIE

La Agencia Internacional de la Energía (AIE),

publica los precios medios de gas natural de con-

sumidores domésticos e industriales, para países

pertenecientes a la OCDE, entre los que se encuen-

tra España. La información más reciente de pre-

cios internacionales de gas natural de la Agencia

Internacional de la Energía corresponde a 2006.

El ámbito de comparación corresponde a los pre-

cios del gas natural en España y en los países del

entorno europeo, en particular, de la UE-252 más

Noruega.

Los precios pagados por los consumidores domés-

ticos de gas natural en los países de la UE-25 y

Noruega, según la información proporcionada por

la Agencia Internacional de la Energía correspon-

diente al año 2006, configura el siguiente mapa

europeo de niveles de precios de gas natural, en

términos nominales (véase gráfico 2.7.2.9).

En el cuadro 2.7.2.10 se muestran los precios

pagados por los consumidores domésticos de gas

natural en los países de la UE-25 y Noruega, según

la información proporcionada por la Agencia

Internacional de la Energía correspondiente al año

2006, así como las tasas de variación, en términos

nominales, de los precios medios de gas natural de

los consumidores domésticos en la UE y Noruega

en 2006 respecto a 2005.

En 2006, España se situó, junto con Irlanda y

Portugal, en el área de países con niveles de pre-

cios medios de gas natural para consumidores

domésticos, excluyendo impuestos, más elevados

del entorno europeo. El nivel medio de precios de

los consumidores domésticos en España fue supe-

rior en un 31,5% a la media aritmética de precios

europeos en 2006.

180

Gas

2 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayode 2004.


181

Gas

Cuadro 2.7.2.10. Precios medios de gas natural de consumidores domésticos en la Unión Europea yNoruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos




2005 2006

Hungría 1,25 Hungría 1,49 Dinamarca -0,1%

Finlandia 1,38 Finlandia 1,64 Luxemburgo 0,0%

Eslovaquia 2,19 Polonia 2,36 Grecia 0,0%

Rep. Checa 2,25 Luxemburgo 2,71 Polonia 3,2%

Polonia 2,29 Rep. Checa 2,83 Portugal 5,9%

Reino Unido 2,67 Eslovaquia 2,86 Austria 7,6%

Luxemburgo 2,71 Francia 3,46 España 9,4%Francia 2,93 Holanda 3,48 Holanda 14,3%

Holanda 3,04 Reino Unido 3,53 Francia 18,2%

Austria 3,44 Grecia 3,64 Hungría 18,8%

Grecia 3,64 Austria 3,70 Finlandia 18,9%

Irlanda 3,79 Dinamarca 3,98 Rep. Checa 25,3%

Dinamarca 3,98 España 4,59 Eslovaquia 30,8%

España 4,20 Irlanda 5,23 Reino Unido 32,3%

Portugal 6,51 Portugal 6,90 Irlanda 38,0%

A) Países con precios < 2,0 cent. €/kWh (2)




Gráfico 2.7.2.9. Facturación media de gas natural de los consumidores domésticos en la UE-25 y Noruega(cent.€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006

Fuente: Agencia Internacional de la Energía.No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Italia, Letonia, Lituania, Malta,Noruega y Suecia.


Sin embargo, Hungría y Finlandia fueron, como en

años anteriores, los países europeos con menores

precios de gas natural para los consumidores

domésticos tanto en 2006 como en 2005.

Asimismo, se observa un aumento de los precios

medios del gas natural de los consumidores

domésticos en todos los países del entorno euro-

peo en 2006 respecto al año anterior (excepto en

Dinamarca, Luxemburgo y Grecia donde perma-

necen constantes). En concreto, las menores subi-

das de los precios medios del gas natural fueron

en Polonia y Portugal, con un aumento de un

3,2% y 5,9%, respectivamente. España se sitúa en

una posición intermedia respecto al resto de paí-

ses europeos con un incremento del 9,4%. Por

otro lado, Irlanda fue el país donde más aumentó

el precio medio de los consumidores domésticos

en el año 2006, con un incremento del 38% res-

pecto a 2005.

En el caso de los consumidores industriales,

España fue el cuarto país con los mayores precios

de gas natural para consumidores industriales,

excluyendo impuestos, de los 11 países analizados

en 2006, registrando un nivel de precios un

12,11% superior a la media de países europeos.

Portugal fue el segundo país con el precio medio

de gas natural más elevado del entorno europeo.

Por otro lado, Finlandia, al igual que en 2005,

registró los precios más bajos de los 11 países con

información disponible en 2006, mientras que

Irlanda fue el país con un mayor precio medio de

gas natural del entorno europeo (véase gráfico

2.7.2.10).

En el cuadro 2.7.2.11 se muestran los precios

pagados por los consumidores industriales de gas

natural en los países de la UE-25 y Noruega, según

la información proporcionada por la Agencia

Internacional de la Energía correspondiente al año

2006, así como la tasa de variación, en términos

nominales, de los precios medios de gas natural de

los consumidores industriales en la UE y Noruega

en 2006 respecto a 2005. No obstante, cabe seña-

lar que en 2006 sólo se dispone de información del

precio de gas natural de los consumidores indus-

triales en 11 países del entorno europeo.

Asimismo, se observa un aumento de los precios

medios del gas natural de los consumidores indus-

triales en todos los países del entorno europeo

(excepto en Grecia) en 2006 respecto al año ante-

rior. En concreto, las menores subidas de los pre-

cios medios del gas natural fueron en Reino Unido

y Polonia, con un aumento de un 0,3% y 3,2%, res-

pectivamente. Por el contrario, España fue el país

que registró el mayor aumento en el precio medio

de los consumidores industriales en 2006, con un

incremento del 38,2% respecto a 2005.

Si la comparación internacional de precios medios

del gas natural se realiza en términos de Paridad de

Poder Adquisitivo (PPS), en lugar de en términos

de la unidad monetaria común, España ocupó el

cuarto puesto de precios más elevados en el ran-

king europeo de precios de consumidores domés-

ticos de los 15 países para los que hay datos dis-

ponibles en 2006. Sin embargo, fue el quinto país

en 2006 y el tercer país en 2005 en el ranking de

precios de consumidores industriales más bajos

para los 11 países para los que hay datos disponi-

bles en ambos años (véase cuadro 2.7.2.12).

En relación con los precios de Finlandia, país que

consideramos como pivote para establecer com-

paraciones, los precios de los consumidores

domésticos en España en términos de PPS fueron

182

Gas


183

Gas

A) Países con precios < 1,50 cent. €/kWh (2)




Gráfico 2.7.2.10. Facturación media de gas natural de los consumidores domésticos en la UE-25y Noruega (cent.€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006

Fuente: Agencia Internacional de la Energía.No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Dinamarca, Eslovenia, Estonia, Holanda, Italia,Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega y Suecia.

Cuadro 2.7.2.11. Precios medios de gas natural de consumidores domésticos en la Unión Europeay Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos




2005 2006

Finlandia 1,04 Finlandia 1,38 Grecia 0,0%

Polonia 1,42 Polonia 1,46 Reino Unido 0,3%

Reino Unido 1,68 Reino Unido 1,68 Polonia 3,2%

Eslovaquia 1,79 Grecia 2,06 Portugal 16,1%

España 1,81 Francia 2,29 Irlanda 23,3%

Rep. Checa 1,83 Eslovaquia 2,33 Francia 24,6%

Francia 1,84 Rep. Checa 2,50 Hungría 30,5%

Hungría 1,96 España 2,50 Eslovaquia 30,5%

Grecia 2,06 Hungría 2,56 Finlandia 33,5%

Portugal 2,42 Portugal 2,80 Rep. Checa 36,5%

Irlanda 2,45 Irlanda 3,02 España 38,2%


3,08 veces los registrados en Finlandia y para los

consumidores industriales fueron 1,98 veces.

En los gráficos 2.7.2.11 y 2.7.2.12 se muestra la

diferente imposición aplicada al consumo de gas

natural entre los países del entorno europeo. Según

la información de la Agencia Internacional de la

Energía, la fiscalidad del gas natural para consu-

midores domésticos (impuesto de la electricidad e

IVA) en el caso español supuso un 13,8% del pre-

cio total del gas natural en el año 2006, ocupando

la fiscalidad española una posición intermedia

(décima posición de 15 países analizados) en el

entorno europeo para dicho año.

Asimismo, al realizar la comparación de precios de

gas natural de consumidores domésticos incluyendo

impuestos para 2006, España mejoró un puesto en el

ranking de precios más bajos del entorno europeo,

respecto a si se excluyen los impuestos.

Por otra parte, la fiscalidad del gas natural para los

consumidores industriales3 fue, como porcentaje

del precio final y en términos generales, menor

que la aplicada a los consumidores domésticos en

todos los países considerados, si bien cabe señalar

que se dispone de información de 11 países del

entorno europeo en 2006.

Respecto a la fiscalidad aplicada a consumidores

industriales en España, cabe señalar que no se apli-

ca ningún impuesto indirecto al consumo de gas

natural de clientes industriales. De los 11 países

analizados, sólo Finlandia, Reino Unido, Francia y

Hungría gravaron con impuestos especiales el con-

sumo de gas natural para consumidores industria-

les en 2006. En consecuencia, España ocupó la

184

Gas

Cuadro 2.7.2.12. Ranking de facturación media de gas natural en países europeos en términos de paridad

de poder adquisitivo. Se excluyen impuestos

Nota: (...) dato no disponible.


Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)

Finlandia 100Hungría 183Luxemburgo 207Reino Unido 218Francia 244Dinamarca 246Irlanda 253Holanda 254Austria 256Rep. Checa 330Polonia 331Eslovaquia 334España 340Grecia 345Portugal 573

Industrial PPS(Finlandia = 100)

Finlandia 100Reino Unido 181España 194Francia 204Irlanda 217Grecia 259Polonia 271Portugal 282Rep. Checa 356Eslovaquia 361Hungría 381Alemania ...Austria ...Bélgica ...Chipre ...

2005

Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)

Finlandia 100Luxemburgo 180Hungría 192Dinamarca 206Austria 240Reino Unid 245Francia 246Holanda 252Grecia 290Polonia 292Irlanda 294España 308Rep. Checa 332Eslovaquia 366Portugal 510

Industrial PPS(Finlandia = 100)

Finlandia 100Reino Unido 138Francia 193Grecia 194España 198Irlanda 201Polonia 213Portugal 245Rep. Checa 346Eslovaquia 353Hungría 391Alemania ...Austria ...Bélgica ...Chipre ...

2006

3 Excluyendo el IVA de la comparación de preciosindustriales debido a qu es un impuesto que es repercutido alconsumidor final.


185

Gas

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

49,8

%

32,9

%

27,8

%

25,1

%

18,0

%

16,0

%

14,3

%

5,7%

16,0

%

15,0

%

13,8

%

8,0%

11,9

%

Sin impuesto% impuesto4,

8%

4,8%

Dina

mar

ca(7

,93)

Hola

nda

(5,1

8)Au

stria

(5,1

2)Fi

nlan

dia

(2,1

8)Po

loni

a(2

,88)

Rep.

Che

ca(3

,36)

Fran

cia

(4,0

7)Es

paña

(5,7

3)

Eslo

vaqu

ia(3

,4)

Luxe

mbu

rgo

(2,8

8)

Irla

nda

(5,9

4)

Hung

ría(1

,74)

Grec

ia(3

,96)

Portu

gal

(7,2

4)Re

ino

Unid

o(3

,71)

Gráfico 2.7.2.11. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores domésticosen países europeos. Año 2006

No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Italia, Letonia, Lituania, Malta,Noruega y Suecia.


100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

Sin impuesto% impuesto

4% 2,5%

10,1%

5% 0,0%0,0%0,0% 0,0% 0,0%0,0% 0,0%

Finl

andi

a(1

,54)

Portu

gal

(2,8

)

Espa

ña(2

,5)

Eslo

vaqu

ia(2

,33)

Irla

nda

(3,0

2)

Polo

nia

(1,4

6)

Fran

cia

(2,3

7)

Rein

o Un

ido

(1,7

4)

Hung

ría(2

,63)

Rep.

Che

ca(2

,5)

Grec

ia(2

,06)

No se dispone de información de Alemania, Austria, Bélgica, Chipre, Dinamarca, Eslovenia, Estonia, Holanda, Italia,Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega y Suecia.


Gráfico 2.7.2.12. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores industriales (seexcluye IVA) en países europeos. Año 2006


misma posición (cuarto país) en el ranking de los

11 países del entorno europeo analizados en 2006,

tanto si se excluyen como si se incluyen impuestos

en el precio comparado (véase gráfico 2.7.2.11).

Comparación de precios de gas natural de

consumidores tipo según Eurostat

En el caso de los consumidores domésticos,

Eurostat publica precios europeos de gas natural de

5 consumidores tipo (denominados D1, D2, D3,

D3-b y D4), caracterizados según su consumo

anual. De ellos se presentan a continuación los pre-

cios de los consumidores tipo domésticos D1 (8,37

GJ/año), D2 (16,74 GJ/año) y D3 (83,7 GJ/año).

Según la información de Eurostat, en 2006 España

ocupó una posición intermedia-baja para los con-

sumidores tipo D1 (duodécima posición de 20 paí-

ses) e intermedia para los consumidores tipo D2

(décimo puesto de 20 países) y registró precios de

los más elevados del entorno europeo para el con-

sumidor doméstico tipo D3 (quinta posición de 20

países), siendo los precios de los consumidores

domésticos tipo D1, D2 y D3 en España superiores

en un 0,9%, 13,9% y 16,8%, respectivamente, a la

media aritmética de los países analizados (véase

gráfico 2.7.2.13).

En contraste, Portugal se situó en una banda supe-

rior de precios en el caso de los tres consumidores

domésticos analizados (en los consumidores D2 y

D3 se situó en el cuarto y tercer puesto respectiva-

mente entre los países con precios más elevados),

siendo los precios de los consumidores D1, D2 y

D3 un 26%, 21% y 15% superiores, respectiva-

mente, a los de España.

En el gráfico 2.7.2.14 se muestran las tasas de

variación de los precios del gas natural en Europa

186

Gas

D1: 8,37 GJ

Precio medio Europa = 5,87cent€/kWh

D3: 83,7 GJ

Precio medio Europa = 3,61

D2: 16,74 GJ

Precio medio Europa = 4,68 cent€/kWh

1,872,412,452,93

3,674,044,19

5,645,926,046,136,476,486,59

7,477,687,87

9,369,45

10,75

HungríaLetoniaEstonia

LituaniaPolonia

Rep. ChecaReino Unido

EsloveniaEspaña

LuxemburgoAustriaFrancia

EslovaquiaBélgica

PortugalSuecia

AlemaniaHolandaIrlanda

Dinamarca

1,49149

1,942,15

2,892,94

3,103,40

3,663,853,863,964,044,044,114,22

4,794,83

5,605,82

EstoniaHungríaLetoniaLituaniaPolonia


Reino UnidoLuxemburgo

EsloveniaAustriaIrlandaBélgica

HolandaFranciaEspaña

AlemaniaPortugal

SueciaDinamarca

Polonia

1,631,94

2,202,78

3,193,43

3,573,75

4,234,97

5,325,425,645,745,82

6,406,426,556,68

7,85

HungríaEstoniaLetoniaLituania

Eslovaquia

Rep. ChecaReino Unido

EsloveniaAustriaEspaña

LuxemburgoBélgicaFrancia

DinamarcaHolandaPortugal

AlemaniaSueciaIrlanda

cent€/kWh

Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia, Italia, y Reino Unido.

Fuente: Eurostat (datos extraídos 29 de mayo de 2007).

Gráfico 2.7.2.13. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-domésticos

(cent€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006


en julio de 2006 respecto a julio de 2005, para los

consumidores domésticos analizados. Se observan

aumentos anuales en los precios del gas natural

para los consumidores domésticos tipo D1, D2 y

D3, en términos nominales, en todos los países del

entorno europeo, salvo en Finlandia, donde per-

manecieron constantes los tipos D1 y D2, Estonia,

donde disminuyeron ligeramente los tipo D1,

Eslovaquia, donde se redujeron los tipo D2, y

Hungría, donde se registraron disminuciones en

los tipos D1, D2 y D3 en julio de 2006 respecto al

mismo período del año anterior.

Según información de Eurostat, en España los pre-

cios del gas natural de los consumidores domésti-

cos analizados D1, D2 y D3 aumentaron, en tér-

minos nominales, un 10,9%, un 12% y un 12,5%

en julio de 2006 respecto al mismo período del año

anterior, respectivamente, siendo uno de los países

europeos con menores aumentos registrados en

dichos precios.

Por otra parte, Eurostat publica precios de gas natu-

ral de 7 consumidores tipo industriales (I1, I2, I3-1,

I3-2, I4-1, I4-2 e I5), caracterizados por su consumo

anual y la modulación de la carga. De ellos, se mues-

tran los resultados de los precios de los consumido-

res industriales tipo I1 (consumo anual 0,4186 TJ, no

modulación), I3-2 (consumo anual 41,86 TJ y modu-

lación de 250 días 4.000 horas) e I4-2 (consumo

anual 418,6 TJ y modulación de 330 días 8.000

horas), siendo representativos de bajo, medio y gran

consumo de gas natural, respectivamente.

En 2006, España registró el séptimo lugar de 18 en

el ranking de precios de gas natural más altos del

entorno europeo para el consumidor tipo de menor

tamaño I1. Por otro lado, registró el quinto puesto

187

Gas

EslovaquiaSuecia

DinamarcaLituania

Reino UnidoLetoniaPoloniaIrlanda

AlemaniaFrancia

LuxemburgoBélgica

Rep. ChecaEspañaAustria

EsloveniaHolandaPortugal

ItaliaFinlandia

EstoniaHungría

D1: 8,37 GJ

26,3%30,2%

31,4%34,4%

61,8%68,5%

25,5%

25,2%14,8%

13,1%12,6%12,5%

11,1%10,9%

0,0%0,0%

8,8%7,0%

7,0%

10,8%9,8%

0,0%-0,1%-0,1%

D2: 16,74 GJ

22,4%18,2%

15,0%14,2%

12,0%11,0%

10,9%7,8%

6,1%4,4%

0,2%

13,7%

0,0%-0,1%-17,1%

SueciaDinamarca

LituaniaReino Unido

LetoniaIrlandaPolonia

EsloveniaAlemania

FranciaLuxemburgo

AustriaEspaña

Rep. ChecaHolandaBélgicaEstonia

ItaliaPortugal

FinlandiaHungría

Eslovaquia

25,3%

29,6%31,6%32,3%34,4%

58,0%

22,6%

D3: 83,7 GJ

25,7%25,2%

22,7%22,4%

18,5%18,2%

15,0%12,5%11,9%

5,9%5,7%

20,1%

5,2%0,0%-0,1%

LituaniaSuecia

LetoniaDinarmarca

Reino UnidoEslovaquiaAlemania

Rep. ChecaIrlanda

LuxemburgoFranciaPolonia

EsloveniaAustria

HolandaEspañaBélgica

ItaliaPortugalEstonia

FinlandiaHungría

31,5%

32,7%34,4%

38,4%40,5%

43,2%

28,2%

Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia y Reino Unido.

Fuente: Eurostat (datos extraídos el 29 de mayo de 2007).

Gráfico 2.7.2.14. Tasas de variación de precios del gas natural en Europa para los consumidores tipo-

domésticos. Se excluyen impuestos. Año 2006 respecto 2005


188

Gas

€/

I1 (0,4186 TJ, no modulación)

Precio medio Europa = 3,45 cent€/kWh

1,491,942,03

2,562,762,842,90

3,363,573,603,67

4,004,054,054,244,25

4,935,82

LetoniaEstonia

LituaniaHungriaPolonia


AustriaHolanda

LuxemburgoFranciaEspañaIrlanda

PortugalReino Unido

AlemaniaSuecia

Dinamarca

cent kWh

I3-2 (41,86 TJ , modulación 250días 4.000 horas)

Precio medio Europa = 2,71

1,641,82

2,212,302,402,422,452,572,702,712,772,93

3,263,46

3,783,99

Finlanda

Letonia

Polonia

España

Portugal

Hungria

Lituania

Rep. Checa

Eslovenia

Holanda

FranciaAustria

LuxemburgoReino Unido

AlemaniaSuecia

I4-2 (418,6 TJ, modulación 330días 8.000 horas)Precio medio Europa = 1,69 cent €/KWh

Holanda

LituaniaLetonia

PoloniaFinlandia

Francia

Luxemburgo

Hungría

Rep. Checa

Eslovenia

Portugal

España

Reino UnidoAlemania

1,571,57

1,952,002,072,092,11

2,242,272,392,542,58

3,103,30

Gráfico 2.7.2.15. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-industriales(cent.€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006

I1 (0,4186 TJ, no modulación)

Luxemburgo

Rep. Checa

Dinamarca

España

Hungria

Letonia

Lituania42,9%

46,9%

25,3%

21,1%

17,2%

22,4%22,5%

47,4%

22,5%

23,3%

26,9%

42,0%

35,9%

34,9%34,1%

34,1%

16,7%

14,3%

9,4%0,0%

0,0%

0,0%

Reino Unido

Eslovaquia

Francia

Irlanda

Italia

Alemania

AustriaSuecia

Polonia

Holanda

Estonia

Portugal

Finlandia

Eslovenia

Bélgica

Luxemburgo

Holanda

Suecia

Letonia

Rep. Checa

Hungria

Lituania

44,4%

51,3%

26,8%

19,0%

18,0%

23,5%24,1%

59,1%

24,4%

26,1%

30,3%

38,5%

36,1%

31,0%30,7%

30,7%

11,3%

0,0%

0,0%0,0%

0,0%


Reino Unido

España

Alemania

Eslovenia

Italia

Polonia

FranciaAustria

Finlandia

Portugal

Irlanda

Eslovaquia

Dinamarca

Bélgica

Italia

Alemania

Letonia

Holanda

Rep. Checa

España

Lituania

44,9%

48,8

26,8%

20,9%

0,0%

24,9%25,2%

64,4%

26,5%

26,7%

28,9%

42,4%

35,5%

31,6%31,6%

29,0%

0,0%0,0%

0,0%0,0%

0,0%


Reino Unido

Hungria

Eslovenia

Francia

Portugal

Polonia

LuxemburgoFinlandia

Suecia

Irlanda

Estonia

Eslovaquia

Dinamarca

Austria

Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia y Reino Unido.

Fuente: Eurostat (datos extraídos el 29 de mayo de 2007).

Gráfico 2.7.2.16. Tasas de variación de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-

industriales. Se excluyen impuestos. Año 2006 respecto 2005


de 16 países en el ranking de precios más bajos del

entorno europeo para los consumidores tipo de

tamaño intermedio I3-2 y el sexto de 14 países en

el ranking de precios más altos para los consumi-

dores tipo de gran tamaño I4-2, respectivamente

(véase gráfico 2.7.2.15).

Portugal se situó en la banda superior de precios en

el caso de los consumidores industriales tipo I1 e

I3-2, siendo un 1% y un 10% superiores respecti-

vamente a los aplicados en España. Por el contra-

rio, se situó en la banda inferior en el caso de los

consumidores tipo I4-2, siendo los precios de

Portugal un 8% inferiores a los de España.

Respecto a la media aritmética de precios de los

países analizados, el precio del consumidor indus-

trial de menor tamaño fue en España superior en

un 16,1% a la media europea, mientras que los pre-

cios de los consumidores industriales de tamaño

intermedio fueron un 9,8% inferiores y los precios

de los de tamaño grande coincidieron exactamente

con la media de los países europeos considerados.

En el gráfico 2.7.2.16 se muestran las tasas de

variación en el año 2006 respecto al 2005 de los

precios del gas natural para consumidores indus-

triales en Europa. Se observan aumentos, en tér-

minos nominales, de los precios del gas natural en

julio de 2005 respecto al mismo período del año

anterior, en la mayoría de los países del entorno

europeo para los tres consumidores tipo industria-

les elegidos, I1, I3-2 e I4-2.

Cabe señalar, por una parte, los incrementos nomi-

nales del precio del gas natural en Reino Unido y

Lituania para los tres consumidores industriales

tipo seleccionados, y en España y Hungría para los

consumidores I3-2 e I4-2, en julio de 2006 respec-

to al año anterior.

En España se produjo un aumento, en términos

nominales, del precio de gas natural un 35%,

44% y un 42%, para los consumidores tipo

industriales I1, I3-2 e I4-2 respectivamente, en

julio de 2006 respecto al mismo período del año

anterior.

189

Gas



Petróleo

04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 191


1.1. La Exploración y Producción en el mundo

1.1.1. Tendencias en el sector de la

exploración y producción

en el mundo en el año 2006

Desde finales de los años ochenta los aciertos en

exploración y la eficiencia en las operaciones, así como las

grandes fusiones y adquisiciones, han marcado

tradicionalmente el éxito de las compañías del sector de la

exploración y producción de hidrocarburos y la forma de

reemplazar sus reservas. Pero actualmente la situación ha

pasado a ser diferente. Los altos precios del crudo actuales

han hecho que las compañías petroleras occidentales se

encuentren en una situación que les reporta beneficios

superiores a los obtenidos anteriormente. Existen en el

mercado expectativas de mantenimiento de precios altos

por lo que en principio las compañías van a tener recursos

disponibles para nuevas inversiones. El índice de

perforación global (global rig count) indica que la

actividad de perforación a escala mundial se ha doblado en

el período que va desde primavera de 2002, cuando se

llegó a un mínimo, hasta mediados de 2006. El número de

sondeos activos es superior a 3.000, un nivel que no se

había alcanzado en los últimos 20 años. Sin embargo, esta

cifra es inferior a los 4.000-5.000 sondeos activos

contabilizados a principios de los ochenta. Pero a pesar de

esta, en principio buena situación, las compañías se

encuentran, con que tienen dificultades para sustituir las

reservas que darán lugar a la futura producción de crudo

convencional. La exploración tradicional no está posi-

bilitando por sí misma a las empresas la recuperación de

las reservas de crudo producidas en los últimos años y las

técnicas de recuperación secundaria y terciaria (Enhanced

Oil Recovery) tienen un límite, por el momento, en el

aumento del factor de recuperación de campos

tradicionales. Así, la sustitución real de reservas de

hidrocarburos de las compañías está viniendo en la

actualidad por tres diferentes vías: adquisiciones de otras

compañías, grandes proyectos integrados de gas natural

licuado (LNG) y proyectos de fuentes no convencionales.

Dentro de estos últimos se encuentran fundamentalmente

los de crudos pesados y los del denominado tight gas.

Las inversiones en exploración y producción han

crecido en 2006 por encima de un 20% por segundo año

consecutivo. Esta cifra es superior al 12% registrado en

2004 y la mayor desde 2001. Las áreas donde se

realizaron mayores inversiones en actividades de

upstream en 2006 fueron el Oeste de África, Rusia, el

Mar Caspio, Norteamérica y el Mar del Norte.

Sin embargo, está disminuyendo la actividad en

Latinoamérica, debido al incremento del riesgo político,

fiscal y regulatorio en la región.

Por otra parte cabe indicar que, en cuanto a las

inversiones en upstream, está creciendo la proporción de

las inversiones en desarrollo respecto al total. Esto es

especialmente cierto en el caso de las principales

compañías internacionales, que han virado hacia una

cifra menor de proyectos de explotación de hidro-

carburos de mayor envergadura, lo cual ha originado un

incremento de la intensidad del capital en la fase de

desarrollo reduciendo el margen para la inversión en

exploración. En el caso de las principales compañías

nacionales, la utilización de recursos en programas

sociales y otras prioridades establecidas por los

gobiernos está limitando asimismo los presupuestos de

exploración. Aunque sería fácil atribuir a las compañías

internacionales la responsabilidad de una reducción de

las actividades de exploración, en realidad el acceso

restringido a las reservas, especialmente en Rusia, la

OPEP y cada vez más en Latinoamérica, ha disminuido

sus opciones y con ello la intensidad del capital en

exploración respecto al resto del upstream ha

disminuido. Los avances en las tecnologías de la

información han facilitado alternativas a la perforación

como forma de localizar y evaluar las reservas

1. El mercado internacional del petróleo en 2006

193

Petr

óleo


incrementales en primera instancia. Sin embargo,

finalmente las compañías no tienen otra alternativa a la

realización de un sondeo para verificar la viabilidad de

un descubrimiento, aunque en las fases iniciales se

pueden emplear tecnologías menos intensivas en capital.

La exploración se ha convertido en una actividad de

elevado coste y riesgo en el portfolio de inversiones en

upstream, aunque las señales de que los ratios de

reemplazamiento de reservas de las principales

compañías internacionales han empeorado en los

últimos dos años hacen prever un cambio de tendencia

hacia un incremento de la actividad de exploración en

los próximos años.

1.2. Oferta y demanda mundial de crudo

1.2.1. Crecimiento moderado de la demanda

mundial de crudo en 2006

La demanda mundial de crudo aumentó cerca de un 1%

en 2006 al alcanzar los 84,5 millones de Bbl/día, frente

a 87,3 millones de Bbl/día de 2005. Este incremento

anual de 800.000 Bbl/día es inferior al registrado en

años precedentes (1.300.000 Bbl/día entre 2004 y 2005

y 3.100.000 Bbl/día entre 2003 y 2004).

Como se observa en el gráfico 1.2.1, por primera vez

en los últimos 15 años la demanda de crudo corres-

pondiente al conjunto de países de la OCDE ha

experimentado un descenso, concretamente de

400.000 Bbl/día, pasando de 49,6 MBbl/día en 2005 a

49,2 MBbl/día. Por otro lado, al igual que en los años

precedentes hay que destacar el gran incremento

experimentado por la demanda de crudo en países no

pertenecientes a la OCDE, que incrementó sus

necesidades en 1.200.000 Bbl/día, +3,5 % respecto a

2005, de los que 500.000 Bbl/día fueron aportados por

la República Popular China y 400.000 Bbl/día por el

conjunto de países de Oriente Medio.

Asimismo se observa que la aportación de la OCDE a la

demanda mundial de crudo es cada vez menor, pasando

194

Petr

óleo

OCDE No OCDE

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 1992 2004 20050

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2006

41,9 42,8 43,2 44,3 44,8 45,9 46,7 46,9 47,8 47,9 47,9 47,9 48,6 49,3 49,6 49,2

25,0 24,6 24,4 24,1 25,1 25,9 26,9 27,3 28,0 28,6 29,2 29,9 30,7 33,1 34,1 35,3

Gráfico 1.2.1. Evolución anual de la demanda mundial de crudo 1990-2006

Datos en millones de Bbl/día

Fuente: Agencia Internacional de la Energía y Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.


del 61,6% en 2002 al 58,2% en 2006, de modo que, de

los 84,5 millones de Bbl/día que se registraron como

promedio de demanda en 2006, 49,2 millones de Bbl/día

correspondieron a la OCDE.

El gráfico 1.2.2 representa la demanda mundial de

crudo por trimestres en los últimos tres años,

observándose que, debido a su estacionalidad, la

demanda se comporta de la misma forma cada año:

195

Petr

óleo

1T 2T 3T 4T

2004 2005 2006

80

81

82

83

84

85

86

Gráfico 1.2.2. Evolución trimestral de la demanda mundial de crudo 2004-2006


Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.

55

60

65

70

75

80

85

90

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 1992

Oferta mundial de crudo Promedio de la oferta en 1996-2006

2004 2005 2006

Gráfico 1.2.3. Evolución anual de la oferta mundial de crudo 1991-2006 (1)


(1) Incluye crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y CNE.


desciende en el segundo trimestre y se va recuperando a

partir de entonces hasta final de año.

Como se observa en el gráfico 1.2.2, en la primera mitad

de 2006 la demanda mundial de crudo se redujo,

situándose en 83,3 MBbl/día en el segundo trimestre de

2005. Durante la segunda mitad del año la demanda se

recuperó estacionalmente hasta alcanzar 85,5 millones

de Bbl/día en el cuarto trimestre.

1.2.2. Crecimiento de la oferta mundial de

crudo en 2006

En 2006 la oferta mundial de crudo aumentó en

promedio en 800.000 Bbl/día respecto a 2005, que

correspondieron íntegramente a una mayor producción

por parte de países no pertenecientes a la OPEP. La

producción media de crudo en el mundo en 2006 se

situó en 85,3 millones de Bbl/día, valor máximo

alcanzado en los últimos años y un 0,9 % superior al año

anterior.

En el gráfico 1.2.4 se muestra la producción trimestral

de crudo en los últimos tres años, cuya evolución ha sido

ligeramente alcista, hasta alcanzar 85,3 millones de

Bbl/día en el cuarto trimestre de 2006.

1.2.3. Producción mundial de crudo superior

a la demanda en 2006

En promedio, durante 2006 la oferta superó a la

demanda mundial de crudo en 800.000 bbl/día, con una

demanda media de 84,5 millones de Bbl/día, frente a una

producción media de 85,3 millones de Bbl/día. El

gráfico 1.2.5, muestra la evolución del diferencial

producción-demanda en los últimos 3 años.

1.2.4. La OPEP mantiene su peso en la oferta

mundial de crudo en 2006

En 1998 se inició una tendencia decreciente del

porcentaje de aportación del cártel a la oferta mundial

de crudo, dado el mayor protagonismo adquirido por

196

Petr

óleo

Mill

ones

de

Bbl/

día

Oferta mundial de crudo Precio Dated Brent

88

84

80

76

72

68

64

60

US$/Bbl

1T06 2T06 3T06 4T061T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T0515

25

35

45

55

65

75

Gráfico 1.2.4. Evolución trimestral de la oferta mundial de crudo 2004-2006 (1)

Datos en millones de Bbl/día y US$/Bbl

(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007, Platt’s y CNE.


otros países productores no miembros de la

organización, principalmente Rusia. Sin embargo, en

2003 se produjo un cambio de tendencia que mantu-

vo hasta 2005. Sin embargo, en 2006 la OPEP prác-

ticamente manutuvo su peso en la oferta mundial de

crudo. En promedio, la OPEP produjo en 2006 el 34,8%

de la oferta mundial de crudo, frente al 35,1% del año

anterior, como se observa en el gráfico 1.2.6.

197

Petr

óleo

87

85

83

81

79

77

75

73

Mill

ones

Bbl

/día

1,04

1,02

1,00

0,98

0,96

Rati

o

Ratio producción/demanda Demanda Producción

1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06

Gráfico 1.2.5. Producción vs. demanda mundial de crudo 2004-2006(1)

Datos en millones de Bbl/día, excepto ratio



90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Mill

ones

Bbl

/día

42

40

38

36

34

32

30

% c

uota

OPE

P

Cuota de la OPEPNo OPEP OPEP

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 1.2.6. Evolución de la cuota de mercado de la OPEP 1991-2006(1)

Datos en millones de Bbl/día, excepto cuota en %




198

Petr

óleo

1.2.5. Disminución de la cuota oficial de la

OPEP en el último trimestre de 2006

En las reuniones mantenidas durante la mayor parte del

año, entre enero y septiembre de 2006, como se observa

en el cuadro 1.2.1, la OPEP decidió mantener la cuota

oficial en 28,0 MBbl/d. Sin embargo, dada la

disminución experimentada por los precios del crudo, en

las dos últimas reuniones del año, celebradas el 20 de

octubre y 14 de diciembre de 2006, la Organización

acordó sendos recortes de 1,2 MBbl/d y 0,5 Mbbl/d,

aplicables a partir del 1 de noviembre y 1 de febrero de

2007 respectivamente, para situar su cuota oficial en

26,3 MBbl/d.

En el cuadro 1.2.1 se detallan las reuniones mantenidas

por la organización durante 2006 junto con las

decisiones adoptadas en cuanto a producción.

1.2.6. Incremento del precio medio de la cesta

OPEP en 2006

En 2006, como es habitual, el precio de la cesta OPEP

se comportó en línea con los mercados de crudo,

situándose en media en 61,06 US$/Bbl, lo que

representa un incremento del 20,4% respecto al año

anterior. Hay que destacar que desde finales de 2003 el

precio de la cesta OPEP se ha mantenido de forma

continuada por encima de los 28 US$/Bbl, límite

superior de la banda de fluctuación de precios fijada por

la Organización (22-28 US$/Bbl) en su reunión del 9 de

marzo de 2000, en un intento de moderar el imparable

aumento del precio del crudo de aquellos días. La OPEP

mantuvo la mencionada banda objetivo de precios

durante casi cinco años, quedando la misma

oficialmente suspendida tras la reunión del cártel del 30

de enero de 2006 en Viena.

En la reunión del cártel del 15 de junio de 2006 en Viena

se aprobó un nuevo mecanismo de cálculo de la cesta

actualmente en vigor que consiste en una media

ponderada, en base a volumen de exportaciones, de 11

tipos de crudo representativos de todos los países de la

OPEP y que resulta en una referencia de crudo más

pesado y con mayor contenido de azufre que la utilizada

anteriormente.

1.2.7. Menor Incumplimiento de la cuota

oficial de la OPEP

Durante 2006, como se observa en el gráfico 1.2.8, la

OPEP (excluido Irak) sobrepasó ligeramente sus cuotas

Cuota oficial OPEP 10Fecha reunión Actuación Inicio actuación (millones Bbl/día)

12-dic-05 Mantenimiento cuota — 28

31-ene-06 Mantenimiento cuota — 28

08-mar-06 Mantenimiento cuota — 28

01-jun-06 Mantenimiento cuota — 28

11-sep-06 Mantenimiento cuota — 28

20-oct-06 Disminución cuota 01-nov-06 26,8

14-dic-06 Disminución cuota 01-feb-07 26,3

Fuente: CNE.

Cuadro 1.2.1. Decisiones de la OPEP en 2006


oficiales de producción, mejorando en todo caso su

nivel de incumplimiento respecto al año anterior. Tal

como se explicará en el siguiente apartado, la capacidad

excedentaria del cártel se ha mantenido en niveles

similares a 2005.

1.2.8. La capacidad excedentaria de la OPEP

se mantiene en niveles similares

Durante 2006 la capacidad excedentaria de los países

miembros de la OPEP se mantuvo en niveles similares a

199

Petr

óleo

75

70

65

60

55

50

45Ene-06 Dic-06Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06

Gráfico 1.2.7. Precio diario de la cesta de la OPEP 2006

Datos en US$/Bbl

Fuente: Platt’s y CNE.

29

28

27

26

25

24

23

22

21

Ene-

02

Mar

-02

May

-02

Jul-

02

Sep-

02

Nov-

02

Ene-

03

Mar

-03

May

-03

Jul-

03

Sep-

03

Nov-

03

Ene-

04

Mar

-04

May

-04

Jul-

04

Sep-

04

Sep-

04

Nov-

04

Ene-

05

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep-

05

Nov-

05

Ene-

06

Mar

-06

May

-06

Jul-

06

Sep-

06

Nov-

06

Producción Cuota oficial

Gráfico 1.2.8. Cumplimiento de las cuotas de la OPEP 10 entre 2002 y 2006 (1)


(1) No se considera a Irak, sujeto hasta mayo de 2003 al programa «Oil for Food», ni la zona neutra. Se excluye GNL y crudoprocedente de fuentes no convencionales

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y Lehman Brothers.


los del año anterior, alcanzando 2,8 millones de Bbl/día,

frente a 2,7 millones de Bbl/día de 2005.

Del cuadro 1.2.2 se deduce que los países con mayor

capacidad de producción excedentaria en el seno de la

OPEP, durante los últimos años, han sido Arabia Sau-

dí e Irak, destacándose además en incremento de

capacidad de Nigeria en 2006. Sin embargo, se

observa que ciertos países, como Libia, Qatar, Argelia

e Indonesia, producen tradicionalmente casi a máxima

capacidad.

Este hecho es ilustrativo de los distintos intereses

internos que tienen los países pertenecientes a la

organización. Es evidente que el poder de negociación

de Arabia Saudí, líder en volumen de producción y

capacidad excedentaria, es el mayor en el seno de la

OPEP.

1.2.9. La producción de Venezuela disminuye

ligeramente en 2006

Hacia mediados de 2004 Venezuela era el miembro de la

OPEP que más había respetado sus cuotas oficiales de

producción, como se observa en el gráfico 1.2.9.

Sin embargo, hay que destacar que en los dos últimos años

la producción media del país ha quedado significativamente

por debajo de su cuota asignada. Concretamente, en 2006 la

producción media anual ascendió a 2,6 MBbl/d frente a una

cuota media de 3,2 MBbl/d.

1.2.10. Papel creciente de los países

productores independientes

Un aspecto destacable en los últimos años es la

importancia creciente que han adquirido en la oferta

200

Petr

óleo

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Arabia Saudí 1,6 1,6 2,7 2,2 2,5 3,1 1,5 1,3 1,7

Irán 0,1 0,0 0,2 0,1 0,1 0,5 0,1 0,2 0,1

Irak 0,9 0,1 0,2 0,3 0,6 0,8 0,7 0,7 0,6

EAU 0,1 0,2 0,4 0,2 0,3 0,5 0,1 0,1 0,1

Kuwait 0,2 0,2 0,5 0,3 0,7 0,9 0,3 0,4 0,4

Qatar 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0

Nigeria 0,0 0,2 0,4 0,4 0,3 0,3 0,2 0,1 0,4

Libia 0,0 –0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0

Argelia 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,0 0,0 0,0

Venezuela 0,0 0,5 0,7 0,1 0,2 0,6 0,2 0,0 0,0

Indonesia 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,0 0,1

Total OPEP 2,9 2,8 5,5 4,0 5,1 7,3 3,2 2,7 2,8

(1) No se considera la zona neutra.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007, Deutsche Bank, Lehman Brothers y CNE.

Cuadro 1.2.2. Capacidad excedentaria de la OPEP 1998-2006(1)



mundial de crudo los denominados «países productores

independientes» (no miembros de OPEP). El gráfico

1.2.11 ilustra este hecho: de los 10 primeros productores

mundiales de crudo, 5 son independientes.

Dentro del grupo de los 10 primeros productores mundiales

de crudo, hay que destacar el caso de Rusia, que desde

mediados del 2003 ha desbancado a Arabia Saudí como

primer productor mundial de crudo. En promedio en 2006

Rusia produjo 400.000 Bbl/día más que Arabia Saudí. El

gráfico 1.2.11 muestra la evolución de la producción rusa

frente a la de Arabia Saudí en los últimos siete años.

1.3. Demanda mundial de productospetrolíferos

1.3.1. Disminuye la demanda OCDE de

productos petrolíferos

En este apartado se analizan los datos corres-

pondientes a los países de la OCDE, cuya importancia

en cuanto a consumo es representativa de la tendencia

mundial.

Por primera vez en 10 años la demanda de productos

petrolíferos en el área OCDE ha disminuido,

situandose en media en 2006 en 49,16 millones de

Bbl/día, frente a 49,62 millones de Bbl/día de 2005.

En el gráfico 1.3.1 se detalla la evolución de la

demanda de productos petrolíferos desglosada por

áreas geográficas de la OCDE en los últimos diez

años.

Esta disminución de la demanda OCDE de productos

petrolíferos durante 2006 (40.000 Bbl/día) fue debida al

decremento registrado en el área OCDE América del

Norte (20.000 Bbl/día), seguido del área OCDE Pacífico

(10.000 Bbl/día) y OCDE Europa (10.000 Bbl/día).

De las tres áreas en las que se desglosa la OCDE, hay

que destacar que, como viene siendo habitual, en 2006 a

América del Norte le correspondió la mayor demanda,

201

Petr

óleo

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

Ene-

03

Mar

-03

May

-03

Jul-

03

Sep-

03

Nov-

03

Ene-

04

Mar

-04

May

-04

Jul-

04

Sep-

04

Nov-

04

Ene-

05

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep-

05

Nov-

05

Dic-

05

Ene-

06

Mar

-06

May

-06

Jul-

06

Sep-

06

Nov-

06

Producción Cuota oficial

Gráfico 1.2.9. Producción de crudo en Venezuela 2003-2006(1)


(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007.


202

Petr

óleo

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

No miembros de la OPEP Miembros de la OPEP

Rusi

a

A. S

audí

EE.U

U.

Irán

Chin

a

Méx

ico

EAU

Vene

zuel

a

Noru

ega

Nige

ria

Kuw

ait

Irak

Cana

dá

Bras

il

Libi

a

Gráfico 1.2.10. Ranking mayores productores mundiales de crudo 2006(1)


(1) Se excluyen GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales


10

9

8

7

6

5

Ene-

00

Abr-

00

Jul-

00

Oct-

00

Ene-

01

Abr-

01

Jul-

01

Oct-

01

Ene-

02

Abr-

02

Jul-

02

Oct-

02

Ene-

03

Abr-

03

Jul-

03

Oct-

03

Ene-

04

Abr-

04

Jul-

04

Oct-

04

Ene-

05

Abr-

05

Jul-

05

Oct-

05

Ene-

06

Abr-

06

Jul-

06

Oct-

06

Arabia SaudíRusia

Gráfico 1.2.11. Producción de crudo Rusia vs. Arabia Saudí desde 2000(1)


(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007.


más del 51% del total, seguida de Europa (31%) y la

zona del Pacífico (17%).

1.3.2. Gasolinas y gasóleos, productos más

demandados

En cuanto a la evolución de la demanda OCDE por tipos

de producto, cabe resaltar que en 2006 los productos más

consumidos fueron las gasolinas (14,88 millones de

Bbl/día) y los gasóleos (13,21 millones de Bbl/día),

seguidos del GLP (4,62 millones de Bbl/día) y del fuelóleo

(4,02 millones de Bbl/día). En el gráfico 1.3.2 se

representa el peso específico de los distintos productos

petrolíferos en el total de la demanda OCDE en 2006.

El gráfico 1.3.3 muestra la demanda de los principales

productos por áreas geográficas durante 2005.

Mientras que América del Norte es líder en consu-

203

Petr

óleo

60

50

40

30

20

10

0

OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico

20041997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005 2006

22,7 23,1 23,8 24,1 24,0 24,1 24,5 25,4 25,5 25,3

15,1 15,4 15,3 15,2 15,3 15,3 15,4 15,5 15,5 15,4

8,9 8,4 8,7 8,6 8,5 8,5 8,6 8,5 8,6 8,5

Gráfico 1.3.1. Evolución anual demanda productos OCDE 1997-2006



Fuelóleo8,2%

Otros productos10,4%

Gasóleo26,9%

GLP9,4%

Nafta6,4%

Gasolina30,3%

Jet/Queroseno8,5%

Gráfico 1.3.2. Demanda de la OCDE de productos petrolíferos en 2006. Datos en %



mo de gasolinas, GLP y jet, Europa es el mayor

consumidor de gasóleos y fuelóleos.

Del gráfico 1.3.4, que muestra la evolución de la

demanda anual OCDE de los distintos tipos de

204

Petr

óleo

Gasolina

OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico

Gasóleo Jet/Queroseno Fuelóleo GLP

39,2%45,8%

30,3%

60,1%

17,2%

47,0% 30,7%44,9%

20,7%

10,7% 13,8%23,5% 24,9%

19,2%

72,1%

Gráfico 1.3.3. Desglose de la demanda de productos de la OCDE en 2006 por zonas

Datos en % sobre el total


60

50

40

30

20

10

0

Gasóleo JetGasolina Fuelóleo GLP Otros productos

20041997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003 2006

Gráfico 1.3.4. Evolución anual de la demanda de la OCDE por productos 1997-2006


Nota: Otros productos incluye nafta y otros productos.



productos petrolíferos en los últimos diez años, se

obtienen las siguientes conclusiones:

— En 2006 continúa la tendencia creciente, aunque

cada vez más ralentizada, del consumo de gasóleo

derivada de la «dieselización» del parque auto-

movilístico europeo.

— Estancamiento del consumo de gasolinas.

— Estabilidad del consumo de jet los últimos años,

tras su recuperación derivada de la caída

experimentada a raíz de los acontecimientos del

11 de septiembre de 2001.

1.3.3. Marcada estacionalidad en el consumo

de productos petrolíferos

Analizando la demanda trimestral de cada uno de los

distintos productos en los países de la OCDE se

observa una marcada estacionalidad en los patrones de

consumo, hecho que refleja el comportamiento cíclico

que los mercados de derivados muestran para todas

sus variables. A continuación se analiza la estacio-

nalidad de los principales productos petrolíferos en los

últimos tres años.

Gasolinas

El consumo de gasolinas sigue siempre el mismo

comportamiento a lo largo del año, tal como se muestra

en el gráfico 1.3.5: tras registrarse el mínimo anual en el

primer trimestre, durante el segundo y tercero el

consumo crece hasta alcanzar el máximo anual, para

posteriormente descender durante el cuarto trimestre.

Este patrón de comportamiento responde a que, en el

grueso de países desarrollados, el pico de demanda de

gasolina se produce en el período vacacional, que

coincide con el verano.

Gasóleos

El gráfico 1.3.6 muestra el comportamiento esta-

cional del consumo de gasóleo, registrándose los

205

Petr

óleo

15,5

15,2

14,9

14,6

14,3

14,01T 2T 3T 4T

2004 2005 2006

Gráfico 1.3.5. Evolución trimestral demanda OCDE de gasolina 2004-2006




máximos en el invierno (primer y último trimestre) y

los mínimos durante el verano. Esta evolución se debe

a que el gasóleo es uno de los principales

combustibles de calefacción en el hemisferio norte,

cuya demanda se concentra en los meses con menores

temperaturas.

Jet

El gráfico 1.3.7 muestra que el consumo de jet sigue el

mismo esquema que en años anteriores, registrándose

el máximo en el primer trimestre, valores mínimos en el

segundo y tercer trimestre y recuperación a finales de año.

206

Petr

óleo

14,0

13,6

13,2

12,8

12,4

12,01T 2T 3T 4T

2004 2005 2006

Gráfico 1.3.6. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de gasóleo 2004-2006



4,9

4,7

4,5

4,3

4,1

3,9

3,7

3,51T 2T 3T 4T

2004 2005 2006

Gráfico 1.3.7. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de jet 2004-2006




GLP

El consumo de GLP muestra la tendencia estacional

que se ilustra en el gráfico 1.3.8 máximo anual en el

primer trimestre, descenso progresivo en el segundo,

mantenimiento de los volúmenes de consumo en el

tercero y crecimiento en el cuarto. Esta evolución

responde a las mismas razones que el consumo de

gasóleo, que también registra los picos de consumo en

invierno.

1.3.4. Importancia creciente de la demanda

de productos petrolíferos NO OCDE

Como se ha comentado anteriormente, la aportación del

grupo de países pertenecientes a la OCDE a la deman-

da mundial de crudo y productos petrolíferos es cada

vez menor, dado el gran incremento que está experi-

mentando el consumo en los países no pertenecientes a

la OCDE, especialmente en China e India. Así, la

demanda NO OCDE aumentó su peso respecto al total

mundial desde el 36% registrado en 1997 hasta casi el

42% de 2006, alcanzando 35,3 millones de Bbl/día.

En el gráfico 1.3.9 se muestra la evolución de la

demanda de productos petrolíferos NO OCDE en los

últimos diez años, desglosando los tres mayores países

consumidores del área: China, Antigua Unión Soviética

y La India.

Hay que destacar el gran incremento experimentado por

la demanda china en los últimos años, alcanzando los

7,2 millones de Bbl/día en 2006. El segundo consumidor

por orden de importancia es la antigua Unión Soviética,

cuya demanda en 2006 se situó en 4,0 millones de

Bbl/día. Por último hay que destacar el caso de India,

cuya demanda en 2006 ascendió a 2,6 millones de

Bbl/día.

207

Petr

óleo

5,6

5,4

5,2

5,0

4,8

4,6

4,4

4,21T 2T 3T 4T

2004 2005 2006

Gráfico 1.3.8. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de GLP 2004-2006




1.4. Stocks mundiales de crudo y productospetrolíferos

1.4.1. Stocks totales de crudo en la OCDE

superiores a los del año anterior

El nivel de stocks viene determinado habitualmente por

dos factores, la evolución del precio del crudo y la de su

demanda. Así, una demanda débil suele ir asociada a un

aumento de inventarios, mientras que los períodos de

bajos precios del crudo suelen incentivar la acumulación

de stocks y viceversa.

El gráfico 1.4.1 muestra la evolución de los stocks de

crudo (industriales y estratégicos) en la OCDE durante

los últimos cinco años. En 2006 la tendencia general ha

sido creciente, alcanzándose a finales de año niveles

cercanos a 2.196 millones de Bbl.

Hay que señalar la gran importancia relativa que tiene el

volumen de stocks de crudo de Estados Unidos al

representar aproximadamente el 45% del total de la

OCDE, tal como se desprende del gráfico 1.4.2.

En el gráfico 1.4.3 se detalla la evolución mensual del

volumen de reservas de crudo de Estados Unidos en los

dos últimos años.

Durante 2006 los stocks de crudo en Estados unidos se

mantuvieron en niveles similares a los del año anterior,

si bien el año cerró con unos inventarios similares a los

registrados en 2005, alrededor de 1.000 millones

de Bbl.

1.4.2. Aumentan los stocks de productos

petrolíferos en la OCDE

Los stocks de productos petrolíferos siguen el mismo

patrón de comportamiento que los stocks de crudo, pero

con cierto decalaje. En el gráfico 1.4.4 se muestra la

evolución de los stocks de productos de la OCDE desde

2002.

208

Petr

óleo

20041997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005

FSUChina OtrosIndia

0

10

20

30

40

3,9 4,1 4,3 4,6 4,7 5,0 5,5 6,4 6,7 7,23,8 3,7 3,6 3,7 3,7 3,5 3,6

3,8 3,8 4,01,9 2,0 2,2 2,3 2,3 2,4 2,52,6 2,6 2,6

17,3 17,6 18,0 18,1 18,6 19,0 19,120,3 21,0 21,5

2006

Gráfico 1.3.9. Evolución anual de la demanda de productos NO OCDE 1997-2006




209

Petr

óleo

2.250

2.200

2.150

2.100

2.050

2.000

1.950

1.900

Mill

ones

de

Bbl

70

60

50

40

30

20

10

US$

/Bbl

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

1T06

2T06

3T06

4T06

Stocks de crudo en la OCDE Dated Brent

Gráfico 1.4.1. Stocks de crudo en la OCDE 2002-2006 vs. Brent(1)

Datos en millones de Bbl y US$/Bbl

Datos de stocks al cierre de cada período

(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y Platt´s.

2.400

2.100

1.800

1.500

1.200

900

600

300

EE.UU. OCDE

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

1T06

2T06

3T06

4T06

Gráfico 1.4.2. Stocks de crudo en OCDE y EE.UU. 2002-2006(1)

Datos en millones de Bbl



Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007 y Energy Information AdministrationEE.UU.


210

Petr

óleo

Febrero

2005 2006

Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre960

970

980

990

1.000

1.010

1.020

1.030

1.040

1.050

1.060

Gráfico 1.4.3. Stocks de crudo en Estados Unidos 2005-2006(1)




Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.

1.750

1.700

1.650

1.600

1.550

1.500

1.450

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

1T06

2T06

3T06

4T06Gráfico 1.4.4. Stocks de productos OCDE 2002-2006(1)






Durante la mayor parte del año los stocks de productos

petrolíferos de la OCDE se situaron en niveles

superiores a los registrados el año anterior, manteniendo

una tendencia creciente, exceptuando el último trimestre

del año. El año 2006 cerró con unos inventarios de

1.693 MBbl, lo que representa un incremento del 4,3%

respecto a diciembre de 2005.

Una vez más merece la pena considerar a Estados

Unidos por separado, dada la gran importancia relativa

que tiene el volumen de sus stocks de productos, que

representan en media el 44% del total de la OCDE. Este

hecho queda reflejado en el gráfico 1.4.5.

En el gráfico 1.4.6 se detalla la evolución mensual del

volumen de inventarios de productos de Estados Unidos

en los dos últimos años, donde se observa que durante la

mayor parte de 2006 estos se han situado en niveles

similares a los del año anterior.

1.4.3. Aumenta el volumen de stocks en

términos de días de demanda

Un segundo enfoque para el análisis de la evolución de

los niveles de stocks es determinar su equivalencia en

días de demanda, tal como se muestra en el gráfico

1.4.7. Para la realización de este análisis se ha tomado

como base la relación entre el volumen de stocks totales

de la OCDE al cierre de cada trimestre, considerando

crudo más productos, con el promedio de la demanda

diaria del trimestre siguiente.

Durante 2006 los stocks de la OCDE fueron capaces de

cubrir aproximadamente 85 días de demanda, 2 días más

211

Petr

óleo

1.800

1.500

1.200

900

600

300

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

1T06

2T06

3T06

4T06

OCDE EE.UU.

Gráfico 1.4.5. Stocks de productos en OCDE y EE.UU. 2002-2006(1)




Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007, y Energy Information

Administration de Estados Unidos.


Petr

óleo

212

Febrero

2005 2006

Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

580

630

680

730

780

Gráfico 1.4.6. Stocks de productos en Estados Unidos 2005-2006(1)



(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos

Fuente: Energy Information Administration EE.UU.

88

86

84

82

80

78

76

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

1T06

2T06

3T06

4T06

Gráfico 1.4.7. Stocks totales (crudo + productos) de la OCDE en días de demanda(1)

Datos en días de demanda

(1) Se considera GNL, stocks de refinería, aditivos/oxigenados y otros hidrocarburos, así como stocks industriales y estratégicos.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007 y CNE.


que en 2005. El año se cerró con unos stocks

equivalentes a 83 días de demanda.

1.5. Principales variables de los mercadosenergéticos internacionales

1.5.1. Aumento de los precios del crudo en 2006

En 2006 la cotización promedio del crudo se situó en

65,14 US$/Bbl, un 19,5% superior a la registrada el año

anterior y por encima de la media de los últimos 5 años.

A lo largo del año se distinguen dos etapas claramente

diferenciadas, una alcista y la segunda bajista en lo que

a evolución de precios se refiere.

La primera etapa se caracterizó por una tendencia

fuertemente alcista de los precios del crudo, que abarcó

desde inicios de año hasta el 8 de agosto, momento en

que se alcanzó el máximo histórico (78,69 US$/Bbl).

Esta tendencia alcista vino motivada, entre otros

factores, por las tensiones geopolíticas en Nigeria,

así como por la incertidumbre del mercado sobre

el programa nuclear iraní, a lo que se unieron el

renacimiento de las hostilidades entre Israel y Líbano y

la paralización de las operaciones de BP en el campo

Prudhoe Bay (Alaska).

La segunda etapa transcurrió desde el 8 de agosto hasta

el final del año, y se caracterizó por una tendencia de

importantes descensos en la cotización de referencia,

derivada principalmente, de los últimos datos dis-

ponibles sobre stocks, que indicaban un nivel de confort

en el abastecimiento, así como del cese del conflicto

entre Líbano e Israel y a al disponibilidad de unas

previsiones metereológicas que apuntaban a un invierno

suave en el hemisferio norte.

En el gráfico 1.5.2 se muestra la evolución del precio

del Brent en media mensual a lo largo de los dos

últimos años.

213

Petr

óleo

Ene-

05

Feb-

05

Mar

-05

Abr-

05

May

-05

Jun-

05

Jul-

05

Ago-

05

Sep-

05

Oct-

05

Nov-

05

Dic-

05

Ene-

06

Feb-

06

Mar

-06

Abr-

06

May

-06

Jun-

06

Jul-

06

Ago-

06

Sep-

06

Oct-

06

Nov-

06

Dic-

06

2630343842465054586266707478

Gráfico 1.5.1. Precio spot Brent Dated. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Cotizaciones diarias medias

Fuente: Platt’s.


1.5.2. Mercados de futuros de Brent en

«contango»

Al igual que lo ocurrido en 2005, durante el 2006 el

mercado se mantuvo en situación de «contango» (futuro

superior al spot), situándose el diferencial medio IPE-

Dated Brent en 0,97 US$/Bbl, frente a 0,69 US$/Bbl en

2005. En el gráfico 1.5.3 se muestra la evolución del

mencionado diferencial los dos últimos años.

1.5.3. Se reduce el diferencial medio

WTI-Brent

En 2006 el diferencial medio WTI-Brent se situó en

0,88 US$/Bbl, lo que significa una disminución del

57,4% respecto al año anterior.

El diferencial medio WTI-Brent se mantuvo durante la

mayor parte del año por debajo de los valores registrados

el año anterior, caracterizado por una temporada de

huracanes muy activa en el Golfo de Méjico. Hay que

recordar que a finales de 2005, tras el paso de los

huracanes Katrina y Rita, llegaron incluso a paralizarse

las actividades productoras en el Golfo de Méjico, lo que

provocó un gran incremento del diferencial de referencia.

1.5.4. El diferencial crudos ligeros-pesados

disminuye respecto a 2005

El gráfico 1.5.5 muestra la evolución del diferencial

entre el crudo Brent (38,5 ºAPI) y el crudo Dubai

(30,7 ºAPI), cuyo diferencial medio en 2006 se situó

en 3,63 US$/Bbl, frente a 5,08 US$/Bbl en 2005.

1.5.5. Precios de los productos petrolíferos en

Europa al alza

A lo largo del año el comportamiento de los precios de

referencia de los productos petrolíferos europeos fue

similar al del Brent, tal como se observa en el gráfico

214

Petr

óleo

FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2006 2005 Promedio 01-05

26

30

34

38

42

46

50

54

58

62

66

70

74

78

Gráfico 1.5.2. Media mensual precio spot Brent Dated. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias medias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, mismacotización del día anterior).

Fuente: CNE.


215

Petr

óleo

Feb-06Ene-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06

IPE Brent 1 mes Brent Dated

42

45

48

51

54

57

60

63

66

69

72

75

78

Gráfico 1.5.3. Evolución del futuro Brent IPE un mes y Brent Dated 2006(1)(2)

Datos en US$/Bbl

(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).

(2) Cotizaciones diarias medias para el Brent Dated y cotizaciones diarias al cierre para el IPE-Brent un mes.

Fuente: CNE.


2006 2005 Promedio 01-05

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

Gráfico 1.5.4. Media mensual del diferencial WTI-Brent Dated. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).

Fuente: CNE.


216

Petr

óleo

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

Ene-

04

Feb-

04

Mar

-04

Abr-

04

May

-04

Jun-

04

Jul-

04

Ago-

04

Sep-

04

Oct-

04

Nov-

04

Dic-

04

Ene-

05

Feb-

05

Mar

-05

Abr-

05

May

-05

Jun-

05

Jul-

05

Ago-

05

Sep-

05

Oct-

05

Nov-

05

Dic-

05

Ene-

06

Feb-

06

Mar

-06

Abr-

06

May

-06

Jun-

06

Jul-

06

Ago-

06

Sep-

06

Oct-

06

Nov-

06

Dic-

06

Gráfico 1.5.5. Diferencial medio mensual del Brent Dated-Dubai. 2004-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Promedios mensuales de diferenciales diarios según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización deldía anterior).

Fuente: CNE.

875

775

675

575

475

375

275

175

75

Ene-

05

Feb-

05

Mar

-05

Abr-

05

May

-05

Jun-

05

Jul-

05

Ago-

05

Sep-

05

Oct-

05

Nov-

05

Dic-

05

Ene-

06

Feb-

06

Mar

-06

Abr-

06

May

-06

Jun-

06

Jul-

06

Ago-

06

Sep-

06

Oct-

06

Nov-

06

Dic-

06

Brent Dated Fuel 1 %S

120,00

110,00

100,00

90,00

80,00

70,00

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

Premium Unleaded 50 ppm ULSD 50 ppm

Gráfico 1.5.6. Cotizaciones diarias de referencias de los productos petrolíferos en la zona mediterránea.

2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl. Productos en US$/Tm

(1) Cotizaciones diarias medias CIF Cargoes para la gasolina sin plomo («Premium Unleaded 50ppm») y el gasóleo de automoción(«ULSD 50 ppm») y FOB Cargoes para el fuelóleo (Fuel 1%S)

Fuente: Platt´s.


1.5.6. En 2006, tanto la cotización media de la gasolina

sin plomo, como la del gasóleo y fuelóleo han

aumentado respecto al año anterior, situándose

respectivamente en 622,12 US$/Tm, 613,18 US$/Tm y

300,95 US$/Tm, lo que representa un incremento del

18%, 11,1% y 15,8% respecto a 2005.

Respecto a la evolución de las mencionadas referencias por

trimestres, en los primeros tres meses del año las

cotizaciones medias de todos los productos de referencia

experimentaron alzas respecto al mismo período del año

anterior, situándose la cotización media de la gasolina sin

plomo en 566,55 US$/Tm y la del gasóleo en 579,38

US$/Tm, un +27,5% y +17,4% respectivamente por encima

del mismo período del año anterior. Por último, la cotización

media del fuelóleo se situó en en 322,89 US$/Tm, frente a

207,59 US$/Tm en el primer trimestre de 2005.

Esta tendencia creciente, al igual que en al caso del crudo,

se mantuvo durante el segundo trimestre, situándose la

cotización media de la gasolina sin plomo en 706,65

US$/Tm y la referencia del gasóleo en 653,86 US$/Tm,

superiores en un 38,7% y 22,0% respectivamente sobre el

mismo período del año anterior. La cotización media del

fuelóleo se situó en 316,61 US$/Tm, frente a 248,46

US$/Tm en el segundo trimestre de 2005).

En el tercer trimestre de 2006, aunque las cotizaciones

medias de gasolinas, gasóleos y fuelóleos expe-rimentaron

incrementos durante el mes de julio, sufrieron un descenso

generalizado durante los meses de agosto y septiembre,

situándose la cotización media del trimestre de la gasolina

sin plomo en 678,18 US$/Tm (un 9,4% superior al tercer

trimestre de 2005), la del gasóleo en 651,73 US$/Tm y la

del fuelóleo en 310,22 US$/Tm, frente a 293,8 US$/Tm

registradas en el mismo período del año anterior.

En el cuarto trimestre, tanto la cotización media de la

gasolina, como la del gasóleo y fuelóleo se redujeron,

situándose la cotización media de la gasolina sin plomo

en 537,10 US$/Tm, la del gasóleo en 567,77 US$/Tm y

la del fuelóleo en 254,07 US$/Tm.

217

Petr

óleo


2006 2005 Promedio 01-05

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

Gráfico 1.5.7. Media mensual referencia gasolina sin plomo zona mediterráneo 2005-2006(1)

Datos en US$/TM

(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias de la Premiun Unleaded 50 ppm CIF Cargoes según criterio weekday(festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior)

Fuente: CNE.


218

Petr

óleo


2006 2005 Promedio 01-05

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

Gráfico 1.5.8. Media mensual de referencia del gasóleo de automoción en la zona mediterránea.

2005-2006(1)

Datos en US$/Tm

(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del gasóleo EN590 CIF Cargoes en 2004 y ULSD 50 ppm CIF MED en 2005y 2006 según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior).

Fuente: CNE.


2006 2005 Promedio 01-05

100

150

200

250

300

350

400

Gráfico 1.5.9. Media mensual referencia fuelóleo zona mediterráneo 2005-2006(1)

Datos en US$/Tm

(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del fuelóleo 1%S (bajo contenido en azufre) FOB Cargoes segúncriterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior).

Fuente: CNE.


219

Petr

óleo


2006 2005 Promedio 01-05

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

Gráfico 1.5.10. Media mensual del precio del propano de referencia. 2005-2006(1)

Datos en US$/Tm

(1) Se ha tomado como referencia la cotización «Propane Saudi Aramco Platt’s».

Fuente: CNE.


2006 2005 Promedio 01-05

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

Gráfico 1.5.11. Media mensual del precio del butano de referencia. 2005-2006(1)

Datos en US$/Tm

(1) Se ha tomado como referencia la cotización «Butane Saudi Aramco Platt’s».

Fuente: CNE.


A continuación se muestra la evolución mensual en

2005 y 2006 de las cotizaciones de referencia para los

principales productos petrolíferos en Europa, inclu-

yendo gasolina (gráfico 1.5.7), gasóleo (gráfico 1.5.8),

fuelóleo (gráfico 1.5.9) y principales com-ponentes del

GLP (gráficos 1.5.10 y 1.5.11).

1.5.6. Desigual comportamiento de los

diferenciales de precios de productos

petrolíferos vs. Brent

El comportamiento de los diferenciales vs. Brent de

gasolina y gasóleo viene condicionado por la esta-

cionalidad de la demanda de cada producto. Así, en

verano, época de elevada demanda de gasolina, el

diferencial gasolina-Brent registra sus máximos anuales.

Por el contrario, es en invierno cuando el diferencial

gasóleo-Brent aumenta. Respecto al fuelóleo 1%

S-Brent, el año suele iniciarse con diferenciales

estrechos que se amplían posteriormente a lo largo de

los meses excepto en la época estival, momento en que

vuelven a acotarse.

Durante 2006 el diferencial medio de la gasolina sin

plomo aumentó, situándose en 9,36 US$/Bbl frente a 8,61

US$/Bbl en 2005. Igualmente, el diferencial medio del

fuelóleo respecto al Brent aumentó en media durante el

año, situándose en –17,88 US$/Bbl frente a –13,68

US$/Bbl en 2005. Sin embargo, el diferencial

correspondiente al gasóleo disminuyó, situándose la

media en 17,05 US$/Bbl, casi un 13% por debajo de 2005.

En los gráficos 1.5.12, 1.5.13 y 1.5.14 se muestra la

evolución de los distintos diferenciales de los precios de

los productos petrolíferos de referencia respecto al Brent

en los últimos dos años.

220

Petr

óleo


2006 2005 Promedio 01-05

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

Gráfico 1.5.12. Diferencial medio mensual referencia gasolina sin plomo MED-Brent Dated. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Se ha tomado como referencia de precio de la gasolina sin plomo la cotización de la gasolina «Premium Unleaded CIF Cargoes»hasta 2004 y «Premium Unleaded 50 ppm CIF Cargoes» en 2005 y 2006.

Fuente: CNE.


221

Petr

óleo

28

24

20

16

12

8

4FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2006 2005 Promedio 01-05

Gráfico 1.5.13. Diferencial medio mensual referencia gasóleo de automoción MED-Brent Dated. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Se ha tomado como referencia de precio del gasóleo la cotización del gasóleo «EN590 CIF Cargoes» hasta 2004 y «ULSD 50 ppmCIF Cargoes» en 2005 y 2006.

Fuente: CNE.


2006 2005 Promedio 01-05

-26-24-22-20-18-16-14-12-10-8-6-4-20

Gráfico 1.5.14. Diferencial medio mensual referencia fuelóleo MED-Brent Dated. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Se ha tomado como referencia de precio del fuelóleo la cotización del «Fuel 1%S FOB Cargoes», de bajo contenido en azufre.

Fuente: CNE.


1.5.7. Disminución de los márgenes de refino

norteamericanos en 2006

Aunque durante la mayor parte del año los las

referencias de márgenes de refino norteamericanos de

los registrados el año anterior, en media anual se

situaron por debajo de los registrados en 2005

(4,65 US$/Bbl frente a 5,02 US$/Bbl en 2005 en

el indicador LLS cracking). Tal como se observa en el

gráfico 1.5.15, las alzas experimentadas por este

indicador a finales de 2005 tras la temporada de

huracanes en la zona del Golfo de México no fueron

superadas por los márgenes en 2006.

1.5.8. Márgenes de refino en Europa

inferiores a los de 2005

Los indicadores de márgenes de refino europeos

experimentaron una tendencia similar a la de los

americanos en 2006. El gráfico 1.5.16 muestra la

evolución del margen de refino NWE Brent Cracking,

cuya media anual se situó en 3,73 US$/Bbl frente a

4,67 US$/Bbl en 2005.

1.5.9. Incremento de márgenes comerciales en

la Unión Europea

Se considera como indicador del margen comercial la

diferencia entre el precio antes de impuestos (PAI) y

la cotización en los mercados internacionales del

producto de referencia (Ci). Los gráficos 1.5.17 y 1.5.18

muestran la evolución del mencionado indicador (PAI-Ci)

en la UE para gasolinas y gasóleos.

En 2006 los márgenes comerciales en el conjunto de

países de la Unión Europea experimentaron un

incremento respecto al año anterior. Concretamente, en

promedio anual el indicador PAI-Ci para la gasolina 95

en la Unión Europea se situó en 0,1041 euros/litro en

2006, frente a los 0,1015 euros/litro registrados en 2005.

222

Petr

óleo

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

–2FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2006 2005 Promedio 02-05

Gráfico 1.5.15. Media mensual márgenes de refino en EE.UU. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Indicador de márgenes de refino LLS cracking.

Fuente: CNE, de acuerdo con la metodología de cálculo de la Agencia Internacional de la Energía.


223

Petr

óleo

10

8

6

4

2


2005 2006 Promedio 02-05

Gráfico 1.5.16. Media mensual márgenes de refino en Europa. 2005-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Indicador de márgenes de refino NWE Brent cracking.

Fuente: CNE, de acuerdo con la metodología de cálculo de la Agencia Internacional de la Energía.

0,15

0,14

0,13

0,12

0,11

0,10

0,09

0,08

0,07


2006 2005

Gráfico 1.5.17. Media mensual PAI-Ci gasolina 95 en la UE. 2005-2006(1)

Datos en euros/lt

(1) Ci: calculada como 50% Premium Unleaded 50 ppm CIF MED y 50% Premium Unleaded CIF NWE en la UE-14.

Fuente: CNE.


En el caso del gasóleo de automoción la media 2005 fue

de 0,1079 euros/litro frente a 0,0966 euros/litro del año

anterior.

1.6. Empresas petroleras internacionales en2006

1.6.1. Resultados 2006

Como se observa en el gráfico 1.6.1 en general las

empresas petroleras experimentaron en 2006 un

aumento de su resultado neto respecto a 2005. En la

mayoría de los casos este aumento vino determinado por

unos mayores resultados en el área de Exploración y

Producción, derivados del aumento de los precios del

crudo, mientras que las actividades de Refino y

Marketing se vieron en general afectadas por unos

menores márgenes de refino respecto al año anterior en

todos los mercados internacionales de referencia.

En todo caso, hubo una gran diversidad de com-

portamientos, oscilando entre la disminución del 19,6%

experimentada por CEPSA hasta el incremento del

21,6% de Chevron.

En el cuadro 1.6.1 se desglosan los principales

componentes del resultado operativo para las dos

principales empresas petroleras españolas, Repsol YPF

y CEPSA, destacando los siguientes aspectos:

— Incremento del resultado operativo de Exploración

y Producción, un 10% en el caso de CEPSA y un

1,2% en el de REPSOL YPF.

— Los márgenes de ref ino determinaron la

disminución de resultados de Refino y Mar-

keting, que se cuantificó en un 5% en el caso de

CEPSA y cerca del 31% en el caso de Repsol

YPF.

224

Petr

óleo


2006 2005

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,10

0,11

0,12

0,13

0,14

Gráfico 1.5.18. Media mensual PAI-Ci gasóleo A en la UE. 2005-2006(1)

Datos en euros/lt

(1) Ci:calculada como 50% ULSD 50 ppm CIF MED y 50% ULSD 50 ppm CiF NWE en UE-14.

Fuente: CNE.


— En lo que se refiere al negocio químico, mientras que

Repsol YPF reflejó un buen comportamiento, con un

incremento del resultado operativo del 14,6%, el corres-

pondiente a CEPSA registró una disminución del 52%.

— Asimismo, los resultados relativos al área de gas y

electricidad aumentaron cerca del 21% en el caso

de Repsol YPF, mientras que el correspondiente a

CEPSA disminuyó un 36%.

225

Petr

óleo

21,6 %

14,9 %

-4,1 %

-1,5 %

0,2 %

3,8 %

4,9 %

9,3 %

-19,6 %

Royal Dutch Shell

Repsol YPF

ENI

Exxon Mobil

Conoco Phillips

Chevron

CEPSA

Total

BP

Gráfico 1.6.1. Variación del resultado neto 2006 vs. 2005 de las principales empresas petroleras

Datos en %

Fuente: Memorias de las compañías.

Repsol YPF CEPSA

2006 % s/total % var. 06/05 2006 % s/total % var. 06/05

Exploración y producción 3.286 56% 1,2% 393 31% 10,0%

Refino y marketing 1.855 31% -30,9% 681 53% -5,0%

Química 353 6% 14,6% 58 5% -52,0%

Gas y electricidad 469 8% 20,6% 49 4% -36,0%

Otros -52 -1% -88,8% — — —

Resultado operativo 5.911 100% -4,1% 1.273 100% -7,0%

Resultado neto 3.124 0,1% 812 -20,0%

Fuente: Memorias de las compañías.

Cuadro 1.6.1. Resultados en 2006 de Repsol YPF y CEPSA

Datos en millones de euros


— El resultado operativo de Repsol YPF ascen-

dió en 2006 a 5.911 millones de euros, lo que

supone una disminución del 4,1% respecto

al año anterior. En el caso de CEPSA, su

resultado operativo (1.273 millones de euros)

fue inferior en un 7% al registrado el año

anterior.

1.6.2. Comportamiento bursátil

Tal como se observa en el gráfico 1.6.2, la mayor parte

de las petroleras se revalorizaron durante el período

enero-diciembre de 2006, oscilando sus variaciones

entre el incremento del 53,7% de CEPSA y la

disminución del 8,3% de BP.

226

Petr

óleo

Cepsa

Exxon Mobil

Chevron Texaco

Conoco Phillips

ENI

Repsol YPF

Total

Royal Dutch Shell

53,70%

36,40%

29,50%

23,70%

8,70%

6,20%

4,4%

3,6%

-8,3%BP

Grafico 1.6.2. Evolución bursátil de las principales empresas petroleras en 2006

Datos en %

Fuente: CNE.


2.1. Dominio minero

2.1.1. Permisos de investigación

El cuadro 2.1.1 recoge los permisos de investigación

vigentes en España a 31 de diciembre de 2006. Dicha

tabla indica, además de la cuenca en la que se sitúan, los

titulares de los permisos con su porcentaje de

participación, así como la superficie de éstos y el

período de vigencia de los mismos.

A raíz de la entrada en vigor del nuevo marco

competencial que estableció la Ley 34/98, de 7 de

octubre, del Sector de Hidrocarburos, las comunidades

autónomas son competentes en el otorgamiento de

permisos de investigación cuando estos afectan a su

227

Petr

óleo

2. Exploración y producción en España

Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2006

PermisosAdministración

competentePublicación

Fecha de

publicación

Período

Vigencia

Superficie

(Ha)Operador Observaciones

CAMEROS-2

MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO

BOE LEY21/74 ZONA A

01/08/199528/11/200227/11/2007

3.539,76 SHESA

Cuenca del Valle del Ebro-Ibérica-MaestrazgoCesión 25/10/2002Primera prórroga (renuncia Cameros 3 y 4)Cesión BOE 13/01/2004Cesión BOE 09/05/2005BOE 13/08/05 Renuncia parcialCameros-2Solicitada 2ª prórroga 27/11/2005Segunda prórroga BOE 06/06/2006

CASTOR


BOELEY 21/74

ZONA C27/09/1996

04/08/200403/08/2007

6.519,0 ESCAL-UGSCuenca del Mediterráneo NorteCesión BOE 13/01/2004Primera prórroga

TORTUGA


BOELEY 21/74

ZONA C19/10/1996

05/11/200404/11/2007

21.903,84 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte-PrimeraprórrogaCesión BOE 13/01/2004

LOQUIZUREDERRA


BOELEY 21/74ZONA A

28/12/199622/02/200321/02/2008

2.032,7216.687,44

SHESACuenca del Cantábrico CentroSegunda prórrogaCesión BOE 22/06/2005

EL JUNCAL


BOELEY 34/98

28/03/199829/03/199828/03/2004

13.604,0 PETROLEUMCuenca del Valle del Guadalquivir-Cambio a Ley34/98- Modificación programa trabajos 18/03/2004

CANARIAS-1CANARIAS-2CANARIAS-3CANARIAS-4CANARIAS-5CANARIAS-6CANARIAS-7CANARIAS-8CANARIAS-9


BOELEY 34/98

23/01/200224/01/200223/01/2008

45.204,075.340,037.670,045.204,052.738,090.408,090.408,089.544,089,544,0

RIPSA

Cuenca de Islas CanariasSentencia del Tribunal Supremo sobreanulación parcial del Real Decreto deotorgamiento de los permisos

HUÉRMECES C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008

12.078,0 NORTHERN Cuenca del Cantábrico Burgalés

VALDERRE-DIBLE

C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008



228

Petr

óleo

Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2006 (Continuación)



Fecha de

publicación

Período

Vigencia

Superficie


SANTABÁRBARA

C.A. CASTILLA-LA MANCHA

DOCM 28/01/200229/01/200228/01/2008

39.114,0 ENAGASSolicitada la Concesión de Explotación Yela alMinisterio de Industria 01-06-2005/Cuenca de Madrid

LUBINA-1LUBINA-2


BOELEY 34/98

21/02/200222/02/200221/02/2008

65.190,068.449,5

RIPSA Cuenca del Mediterráneo Norte

MIERESPRINCIPADO DE

ASTURIASBOPA 19/04/2002

20/04/200219/04/2008

37.482,0HERITAGE

PETROLEUMPLC

Cuenca Asturiana

GIJÓNPRINCIPADO DE


30/11/200229/11/2008

20.896,0HERITAGE

PETROLEUMPLC

Cuenca Asturiana

MARISMASMARINO NORTE


BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009

20.406,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz

MARISMASMARINO SUR


BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009

13.784,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz

BALLENA 1


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

99.504,0 RIPSACuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005

BALLENA 2


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009


BALLENA 3


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009


BALLENA 4


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009


BALLENA 5


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

99.504,0 RIPSA

Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005

ABIEGO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

37.926,0SERICA

ENERGÍAIBÉRICA S.L.

Cuenca Pirineo Occidental

PERALTILLA C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

25.484,0SERICA




229

Petr

óleo




Fecha de

publicación

Período

Vigencia

Superficie


BARBASTRO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

38.126,0SERICA



BINÉFAR C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

25.684,0SERICA



MURCIA B C.R. MURCIA BORM 30/12/200331/12/200330/12/2009

40.260,0 RIPSA Cuenca Bética

MURCIA A C.R. MURCIA BORM 31/12/200301/01/200431/12/2009

26.840,0 RIPSA Cuenca Bética

SIROCO A


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

41.352,0 RIPSA

Cuenca Bética-Mar de Alborán Modificaciones art. 2 Medioambiente BOE 15/04/2005Cesión participación BOE 27/04/2006

SIROCO B


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

82.704,0 RIPSA


SIROCO C


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

82.704,0 RIPSA


NARANJALEJO


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

10.203,0 PETROLEUMCuenca del Golfo de CádizModificación art. 2 Medioambiente BOE 15/04/2005

LAVIANAPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010

12.552,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO

Cuenca Asturiana

LIERESPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010


Cuenca Asturiana

CAMPOMANESPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010


Cuenca Asturiana

MONSACROPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010


Cuenca Asturiana

BASCONCILLOSH

C.A. CASTILLA YLEÓN

BOCYL 08/06/200409/06/200408/06/2010


REUSGENERALIDAD DE

CATALUÑADOGC 28/10/2005

29/10/200528/10/2011

25.684,0 ENAAGAS Cuenca Costero Catalana

VALLFOGONAESTE

GENERALIDAD DECATALUÑA

DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011

88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental


ámbito territorial. Cuando la superficie del permiso

abarca a varias comunidades autónomas o se trata de

un permiso marino, las competencias corresponden a

la Administración Central. En 2006 se solicitaron a la

Administración Central siete permisos de inves-

tigación en cuencas marinas: «Albufera», «Benifayó»

y «Gandía», situados frente a las costas de Valencia y

«Chinook A», «Chinook B», «Chinook C» y

«Chinook D», localizados en el Mar de Alborán. La

compañía solicitante fue Medoil PLC en el caso de los

tres primeros permisos y CNWL Oil en el caso de los

cuatro últimos. Por lo que se refiere a permisos en

cuencas terrestres, Greenpark Energy España solicitó

el permiso Pisuerga situado en la Comunidad de

Castilla y León. Están pendientes de otorgamiento

de años anteriores por parte de la Junta de Andalucía

los permisos «Sevilla Sur», «Romeral Este»,

«Romeral Sur», «Juncal Este» y «Marismas D»,

solicitados por Petroleum Oil and Gas y por parte de

la Administración Central el permiso «Siroco D»,

siendo la compañía solicitante en este caso Repsol

Investigaciones Petrolíferas, S.A.

A 31 de diciembre de 2006 la cifra de permisos de

investigación vigentes ascendía a cincuenta. Desde la

promulgación de la Ley 34/98 se han otorgado un total

de sesenta y cuatro permisos de investigación. De ellos

cuarenta y cinco fueron otorgados por la Administración

Central habiendo habido competencia en doce permisos,

siete de ellos en 2002, cinco en 2003 y ninguno en 2004,

2005 y 2006.

En 2006 la Administración Central otorgó tres permisos

de investigación, todos ellos terrestres. La Sociedad de

Hidrocarburos de Euskadi S.A. es la titular y operadora

del permiso «Enara», localizado entre las comunidades

autónomas de Castilla y León y el País Vasco. El

permiso «Angosto-1», situado en las provincias de

Burgos, Cantabria y Vizcaya fue adjudicado a Sociedad

de Hidrocarburos de Euskadi, S.A. (42,823530% de

participación y que actúa como operador), Cambria

Europa Inc., Sucursal en España (35,294117%), y

Heyco Energy Holdings Limited (21,882353%). Por

último, el permiso «Ebro-A» situado en las comu-

nidades autónomas de La Rioja y el País Vasco, fue

230

Petr

óleo




Fecha de

publicación

Período

Vigencia

Superficie


VALLFOGONAOESTE

GENERALIDAD DECATALUÑA

DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011

88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental

EBRO-A


BOE 19/12/200620/12/200619/12/2012

21.744,24 SHESA Cuenca del Valle del Ebro

ANGOSTO-1


BOE 19/12/200620/12/200619/12/2012

26.119,8 SHESA Cuenca del Cantábrico-Burgalés

ENARA


BOE 19/12/200620/12/200619/12/2012

75.852 SHESA Cuenca del Cantábrico-Burgalés

Fuente: CNE.


otorgado a las compañías Sociedad de Hidrocarburos de

Euskadi, S.A. (25%), Unión Fenosa Gas Exploración y

Producción (28,571429%), Teredo Oils Limited,

Segunda Sucursal en España (36,428571%) y Nueva

Electricidad del Gas, S.A. (10%), siendo el operador

Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi, S.A.

No se otorgó ningún permiso marino ni tampoco en el

ámbito de competencias de las comunidades autónomas.

En tierra las zonas de investigación de mayor interés se

siguen centrando en la Cuenca Cantábrica y en el Valle

del Guadalquivir, si bien los permisos «Vallfogona Este»

y «Vallfogona Oeste» situados en la cuenca del Pirineo

Oriental, los de la cuenca del Pirineo Occidental en

Aragón que fueron otorgados en 2003, así como los

«Laviana», «Lieres», «Campomanes» y «Monsacro» en

Asturias adjudicados en 2004, y el permiso «Ebro-A»

situado en la cuenca del Valle del Ebro abren nuevas

expectativas. En el ámbito marino, las zonas de

investigación de mayor interés en estos últimos años se

han centrado en el Cantábrico Asturiano, el Golfo de

Cádiz, Mar de Alborán, offshore profundo de Canarias y

la tradicional del Mediterráneo Norte.

2.1.2. Concesiones de explotación

Las concesiones de explotación vigentes en tierra y en mar

en 2006 son las que figuran en los cuadros 2.1.2 y 2.1.3.

Las concesiones de explotación de hidrocarburos en

tierra se sitúan geográficamente en la Cuenca

Cantábrica y en el Valle del Guadalquivir. Lora produce

crudo desde 1966, actualmente en muy pequeña

cantidad. Este crudo se ha venido utilizando como

combustible en industrias de la zona. Las concesiones El

Romeral, El Ruedo y Las Barreras, situadas en el Valle

del Guadalquivir, producen gas que se utiliza para

producción de energía eléctrica. Las concesiones

Marismas están conectadas directamente a la red de gas

natural.

La concesión de explotación denominada Serrablo, situada

al norte de la provincia de Huesca sigue siendo utilizada en

la actualidad como almacenamiento de gas natural.

Las concesiones de explotación de crudo en mar se

sitúan geográficamente en la Cuenca Mediterránea

Norte frente a las costas de la provincia de Tarragona.

Las concesiones Poseidón, en el Golfo de Cádiz, son

productoras de gas. Dentro de la Cuenca del Golfo de

Vizcaya, la concesión Albatros está inactiva desde 1997.

Las concesiones Gaviota I y II están dedicadas al

almacenamiento de gas. En el apartado dedicado a

actividades de producción y almacenamiento se

desarrollan con más detalle estos términos.

2.1.3. Variaciones de dominio minero

En relación con la evolución del dominio minero en

permisos de investigación en el 2006 conviene destacar que:

— Desde la promulgación de la Ley 34/98 se han

otorgado 64 permisos de investigación. Todos los

permisos otorgados hasta el año 1998 inclusive y

en vigor a 31 de diciembre 2006, se siguen

rigiendo por la Ley 21/74 ya que para ninguno se

tiene constancia de que se haya solicitado la

aplicación de la Disposición Transitoria Primera de

la Ley 34/98, de 7 de octubre, del Sector de

Hidrocarburos a esa fecha, con la excepción del

permiso Juncal desde el 18 de marzo de 2004. A

partir de entonces los nuevos permisos otorgados

se rigen por la nueva Ley 34/98 citada.

— La renuncia total a los permisos Circe, Calypso Este

y Oeste, Sierra Sagra, Águila, Ibis, Flamenco, Cor-

morán, Gorrión, Halcón, Garceta y Cachalote 1 a 5.

231

Petr

óleo


232

Petr

óleo

Cuadro 2.1.2. Concesiones de Explotación vigentes 2006. Tierra

EmpresasParticipación

%Concesiones

BOE deOtorgamiento

PeríodoVigencia

Superficie(Ha)

Operador Observaciones

NORTHERNTEREDO 2

7030

LORA31/01/1967LEY 21/74ZONA A

31/01/196730/01/2017

10.619,29 NORTHERNCuenca del Cantábrico BurgalésCesión de participación BOE 27/11/2006

RIPSA 100 SERRABLO23/11/1982LEY 21/74ZONA A

24/11/198223/11/2012

11.124,96 RIPSA Cuenca del Pirineo Occidental

PETROLEUM 100 MARISMAS B114/09/1988LEY 34/98ZONA A

15/09/198814/09/2018

6.257,84 PETROLEUM

Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004

PETROLEUM 100 MARISMAS C114/09/1988LEY 34/98ZONA A

15/09/198814/09/2018

8.434,50 PETROLEUM


PETROLEUMNUELGASEASTERN

75,015,010,0

MARISMAS C214/07/1989LEY 34/98ZONA A

15/07/198914/08/2018

3.128,92 PETROLEUM


NUELGAS 100 LAS BARRERAS23/09/1993LEY 21/74ZONA A

24/09/199323/09/2023

13.604,00 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir

PETROLEUM 100 REBUJENA23/09/1993LEY 34/98ZONA A

24/09/199323/09/2023

3.264,96 PETROLEUM


NUELGAS 100 EL RUEDO-123/09/1993LEY 21/74ZONA A

24/09/199323/09/2023



24/09/199323/09/2023



24/09/199323/09/2023



79120

EL ROMERAL-128/07/1994LEY 21/74ZONA A

29/07/199428/07/2024

8.162,40 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 26/05/2005


79120


29/07/199428/07/2024



79120


29/07/199428/07/2024


PETROLEUM 100 MARISMAS A30/05/1995LEY 34/98ZONA A

31/05/199530/05/2025

8.842,60 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCambio a Ley 34/98 en 2004

Fuente: CNE


— La cesión en el permiso Sierra Sagra de un 40% de

participación de Ripsa a Gas Natural.

— La cesión en los permisos Siroco A, B y C de un

40% de participación de Ripsa a Gas Natural.

— En marzo de 2004 el Tribunal Supremo anuló

parcialmente el Real Decreto 1462/2001 de 21 de

diciembre, en relación con el otorgamiento de los

permisos de investigación de hidrocarburos

Canarias 1 a 9 otorgados a RIPSA (Repsol

Investigaciones Petrolíferas S.A.), frente a las costas

de Lanzarote y Fuerteventura. El Tribunal

fundamentó su decisión en que en el citado Real

Decreto no se mencionan las medidas de protección

medioambientales ni el plan de restauración

adecuado al plan de labores propuesto. El Tribunal

anuló el Real Decreto en lo que se refiere a las

labores proyectadas en el año tercero a sexto. En el

Consejo de Ministros del 11 de febrero de 2005, el

Gobierno estudió el asunto y aplazó su decisión

sobre la continuación de dicho plan de labores para

233

Petr

óleo

Cuadro 2.1.3. Concesiones de explotación vigentes 2006. Mar

EmpresasParticipación

%Concesiones

BOE deOtorgamiento

PeríodoVigencia

Superficie(Ha)

Operador Observaciones

RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA

67,35297,500017,64717,500

CASABLANCA27/12/1978LEY 21/74

ZONA C

28/12/197827/12/2008

7.036,00 RIPSA

Cuenca del Mediterráneo Norte: 4.786Ha. a Unitización con MONTANAZO D y266,76 Ha. a Unitilización conANGULA Cesión del 24/02/2004

PETROLEUMRIPSACEPSACNWL

17,062572,438

73,50

MONTANAZO D04/01/1980LEY 21/74

ZONA C

05/01/198004/01/2010

3.259,50 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte: 1.110 Ha. a Unitización con CASA-BLANCA Cesión del 24/02/2004

RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA

68,6700489,460312514,4721407,39750

UNITIZACIÓNCASABLANCA-MONTANAZO D

25/06/1980LEY 21/74

ZONA C

25/06/198027/12/2008

5.896,00 RIPSA

Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 1.110 Ha. a MON-TANAZO D y 4.786 Ha. a CASABLANCACesión del 24/02/2004

RIPSAMURPHY

8218

GAVIOTA IGAVIOTA II

14/07/1983LEY 21/74

ZONA C

15/07/198314/07/2013

7.960,003.234,00

RIPSA Cuenca del Golfo de Vizcaya

RIPSACNWL

53,8546,15

ANGULA03/12/1985LEY 21/74

ZONA C

04/12/198503/12/2015

3.129,00 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte: 177,84 Ha. a Unitización con CASABLANCA

RIPSAMURPHY

8218

ALBATROS23/09/1993LEY 21/74

ZONA C

24/09/199314/07/2013

3.233,88 RIPSACuenca del Golfo de VizcayaRenuncia parcial 30/01/2003Cesión participación 30/01/2003

RIPSA 100 POSEIDÓN NORTE07/12/1995LEY 21/74

ZONA C

08/12/199507/12/2025

10.751,52 RIPSACuenca del Golfo de CádizRenuncia parcial BOE 13/08/2005

RIPSA 100 POSEIDÓN SUR07/12/1995LEY 21/74

ZONA C

08/12/199507/12/2025

3.583,84 RIPSACuenca del Golfo de CádizRenuncia parcial BOE 13/08/2005

RIPSACNWLCEPSAPETROLEUM

65,419515,580515,00004,000

RODABALLO19/09/1996LEY 21/74

ZONA C

20/09/199603/12/2015

4.954,44 RIPSA Cuenca del Mediterráneo Norte

RIPSACNWLPETROLEUMCEPSA

61,9517429,04826

4,504,50

UNITIZACIÓNANGULA-

CASABLANCA(BOQUERÓN)

R.DGE03/02/1997LEY 21/74

ZONA C

03/02/199727/12/2008

444,60 RIPSA

Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 266,76 Ha. aCASABLANCA y 177,84 Ha. a ANGULACesión del 24/02/2004

Fuente: CNE


que RIPSA junto con sus socios puedan continuar

con las actuaciones previstas en Canarias, por lo que

los permisos siguen suspendidos en su vigencia a

finales de 2006.

En relación con la evolución del dominio minero en

concesiones en el 2006 conviene destacar que:

— Todas las concesiones en vigor se siguen rigiendo por

la Ley 21/74 con la excepción de las Marismas A, B1,

C1, C2 y Rebujena para las que el operador solicitó

en 2004 la aplicación de la Disposición Transitoria

Primera de la Ley 34/98, de 7 de Octubre, del Sector

de Hidrocarburos por la que se rigen actualmente.

— En el transcurso de 2006 no ha existido ningún

otorgamiento de nuevas concesiones de

explotación ni almacenamiento. Es interesante

reseñar que al no haberse producido un

otorgamiento de concesión de explotación de

hidrocarburos o de almacenamiento subterráneo

desde 1996 que se otorgó la concesión Rodaballo,

no ha habido todavía ninguna concesión otorgada

en el marco de la Ley 34/98, de 7 de octubre, del

Sector de Hidrocarburos.

— Se produjo la cesión de la participación de

Petroleum Oil & Gas Spain, S.A. (25%) a Northern

Petroleum Exploration, Ltd en la concesión Lora.

2.2. Actividades

2.2.1. Geofísica

En 2006 la actividad geofísica en España fue nula si bien

para 2007 está prevista la realización de nuevas

campañas.

2.2.2. Sondeos

En 2006 en España no se realizaron sondeos ni en zonas

terrestres ni en áreas marinas, si bien hay varios

previstos para 2007.

2.3. Producción en España

2.3.1. Crudo

El siguiente gráfico indica la evolución de la producción

mensual de crudo en 2006. La producción de crudo en

España en el año 2006 continuó la tendencia decreciente

234

Petr

óleo

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

Bbl


Gráfico 2.1.1. Producción mensual de crudo en 2006

Fuente: CNE.


de los últimos años con excepción de 2003 en el que

destacó el buen comportamiento de Casablanca.

Concretamente la producción de crudo en 2006 fue de

1.045.259 barriles, lo que supone una disminución del

15% aproximadamente respecto a la producción en

2005, que fue de 1.234.107 barriles.

La producción de crudo ha disminuido un 5,6% respecto

a 2005 en la concesión Ayoluengo y un 33,7% en

Unitización Casablanca-Montanazo D. Sin embargo, la

producción en Rodaballo creció un 4,2% y en

Unitización Angula-Casablanca un 24,62%. Esto se

debe fundamentalmente a cambios en las condiciones

operativas, ya que estos campos son maduros.

2.3.2. Gas

En relación con la producción de gas natural de origen

nacional, se produjeron en el año 2006 68,671 millones

de metros cúbicos, lo que supone un descenso del 60%

aproximadamente frente a 2005, que tuvo una

producción de gas de 171,088 millones de metros

cúbicos. Cabe señalar que en 2006 se produjo un

descenso de la producción de gas en Poseidón del

68,50% frente a 2005. La emisión nula o casi nula de gas

en Poseidón desde junio de 2006 se debió al

afloramiento temporal del gasoducto.

2.3.3. Evolución histórica

El gráfico 2.1.3 indica la evolución de la producción

anual de gas y crudo desde la fecha del primer

descubrimiento de gas en las antiguas concesiones de

gas Castillo y de crudo en Lora, que todavía permanece

en activo. Hasta 2000 la cifra más alta de producción de

crudo correspondió a 1983, alcanzando 2.977 millones

de toneladas. En ese momento se encontraban en activo

las concesiones de explotación Casablanca, Tarraco,

Dorada, Lora y San Carlos I y II (Amposta).

2.4. Almacenamiento

Los almacenamientos subterráneos de hidrocarburos se

regularon hasta la aparición de la Ley 34/98, tanto por la

21/74 sobre Régimen Jurídico de la Investigación y

Explotación de Hidrocarburos de 1974, como por la

Ley 22/73 de 21 de julio de Minas. Dentro del primer

caso se consideraron los almacenamientos subterráneos

provenientes de antiguos yacimientos de hidrocarburos.

En el segundo caso se incluían las estructuras

235

Petr

óleo

m3


Marismas El RuedoPoseidón Las Barreras El Romeral

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

Gráfico 2.1.2. Producción mensual de gas en 2006

Fuente: CNE.


subterráneas como un recurso de la sección B), referente

a minerales, de dicha ley.

La indefinición y planteamientos de aquella doble

legislación, hicieron necesaria una revisión de la misma

para los nuevos almacenamientos. Así en la Ley 34/98

se considera conjuntamente la explotación de los

yacimientos y la utilización de éstos y otras estructuras

subterráneas, como almacenamientos de cualquier tipo

de hidrocarburos dado que las técnicas de investigación

y desarrollo utilizadas en los dos casos son idénticas y

las problemáticas similares.

Cabe destacar que en 2006 se modificó la forma de

retribución de los almacenamientos mediante Orden

ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se

establece la retribución de los almacenamientos

subterráneos de gas natural incluidos en la red básica.

En España existen dos almacenamientos subterráneos

de gas natural, Serrablo y Gaviota. La concesión

Serrablo está situada en la provincia de Huesca y las

Gaviota I y II frente a las costas de Bermeo en Vizcaya.

En los dos almacenamientos se aprecia una actividad de

inyección en los meses de bajo consumo y de emisión a

la red cuando las condiciones son de fuerte demanda y

que coincide principalmente con los meses de invierno.

Los datos sobre inyección y emisión de gas natural en

Gaviota en 2006 fueron los siguientes:

Los datos sobre inyección y emisión de gas natural en

Serrablo en 2006 fueron los siguientes:

2.5. Inversiones

Los resultados del último año de referencia, 2006,

reflejan el bajo nivel de las inversiones en investigación

en los permisos otorgados por la Administración

Central. Tras un mínimo histórico de 6 millones de euros

en 1996, evolucionaron al alza después de una tendencia

constantemente decreciente casi desde 1986. En el

período entre 1999 y 2003 se mantuvo el ritmo de

inversión en este tipo de permisos, situándose tras un

máximo de 93 millones de euros en 2001, en niveles en

torno a los 50 millones. En 2004 y 2005 las inversiones

236

Petr

óleo

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

ktep

Crudo Gas

1963

1964

1965

1966

1967

1968

1969

1970

1971

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Gráfico 2.1.3. Producción anual de gas y crudo

Fuente: CNE.


en exploración fueron de 19 y 38,7 millones de euros,

respectivamente. En 2006 la inversión ha descendido de

nuevo hasta el mínimo de 6 millones de euros por el

bajo nivel de actividad registrado. Esta tendencia no

debería en principio continuar en 2007 debido a las

solicitudes pendientes. En cualquier caso las

inversiones totales en exploración en 2006, han de ser

superiores al no estar contabilizadas en dichas cifras las

efectuadas en los permisos otorgados por las

comunidades autónomas.

Las inversiones en explotación en los últimos años han

sido reducidas. De los 40 millones de euros de 2001 se

ha pasado a 6 en 2006 al haberse finalizado la campaña

de desarrollos offshore del Mediterráneo y no haberse

producido descubrimientos signi-ficativos a desarrollar

en los últimos años. Las inversiones en explotación que

proporciona la Administración Central son sin embargo

las totales efectuadas en el país, dado que las

concesiones de explotación son de competencia

exclusiva de esa administración.

237

Petr

óleo

Cuadro 2.1.4. Almacenamiento subterráneo en Gaviota en 2006

Fuente: CNE

GAVIOTANm3

INYECCIÓN EMISIÓN

ACUMULADO

MES INYECCIÓN EMISIÓN

a 31/12/2005 5.330.754.375 3.687.590.327

Enero 0 100.373.745 5.330.754.375 3.787.964.072

Febrero 0 92.444.784 5.330.754.375 3.880.408.856

Marzo 14.703.917 58.204.162 5.345.458.292 3.938.613.018

Abril 123.358.635 0 5.468.816.927 3.938.613.018

Mayo 84.693.372 0 5.553.510.299 3.938.613.018

Junio 80.689.823 0 5.634.200.122 3.938.613.018

Julio 82.204.077 0 5.716.404.199 3.938.613.018

Agosto 106.558.510 0 5.822.962.709 3.938.613.018

Septiembre 0 0 5.822.962.709 3.938.613.018

Octubre 0 0 5.822.962.709 3.938.613.018

Noviembre 0 21.459.620 5.822.962.709 3.960.072.018

Diciembre 0 87.443.220 5.822.962.709 4.047.515.858

TOTAL 492.208.334 359.925.531 5.822.962.709 4.047.515.858


238

Petr

óleo

Cuadro 2.1.5. Almacenamiento subterráneo en Serrablo en 2006

Fuente: CNE

SERRABLONm3

INYECCIÓN EMISIÓN

ACUMULADO

MES INYECCIÓN EMISIÓN

a 31/12/2005 3.029.007.476 2.355.654.619

Enero 0 92.566.602 3.029.007.476 2.448.221.221

Febrero 0 97.229.358 3.029.007.476 2.545.450.579

Marzo 6.187.277 45.218.472 3.035.194.753 2.590.669.051

Abril 96.888.939 0 3.132.083.692 2.590.669.051

Mayo 103.350.832 0 3.232.434.524 2.590.669.051

Junio 68.874.289 0 3.304.308.813 2.590.669.051

Julio 17.316.877 0 3.321.625.690 2.590.669.051

Agosto 36.299.051 0 3.357.924.741 2.590.669.051

Septiembre 21.539.691 0 3.379.464.432 2.590.669.051

Octubre 0 0 3.379.464.432 2.590.669.051

Noviembre 0 13.773.745 3.379.464.432 2.604.442.796

Diciembre 0 46.027.351 3.379.464.432 2.650.470.147

TOTAL 350.456.956 294.815.528 3.379.464.432 2.650.470.147


3.1. La actividad de refino en España

En España existen diez refinerías pertenecientes a tres

grupos: REPSOL YPF, CEPSA y BP OIL ESPAÑA.

Todas las refinerías españolas, excepto la de

Puertollano, se encuentran situadas en el litoral; las

refinerías peninsulares están conectadas a la red de

oleoductos de productos.

La capacidad de refino total instalada en Espa-

ña a finales de 2006 alcanzó los 65,6 millones

de toneladas/año (MTm/año), incluida ASESA, de-

dicada exclusivamente a la producción de asfaltos.

Por su parte, la capacidad anual de conversión por

unidades se ha mantenido en los mismos niveles que

en 2005, alcanzando en 2006 el FCC equivalente los

23,08 MTm/año.

Las inversiones en desulfuración continuaron creciendo,

para cumplir las nuevas especificaciones exigibles a los

productos petrolíferos. Se concentraron en la

desulfuración de medios, pasando de 27,5 MTm/año a

28,4MTm/año (+3,4%). Asimismo, han crecido (+2,9%)

las inversiones en desulfuración de destilados de naftas,

alcanzando una capacidad final de 11,3 MTm/año.

Con estas inversiones, la capacidad de desulfuración

representa ya un 60,5% de la capacidad de refino.

El total de materia prima procesada en las refinerías

españolas en el año 2006 aumentó hasta los 61,9 mi-

llones de toneladas (MTm), 1,045 MTm más que en

el año 2005. Como se observa en el gráfico 3.1.2, la

media mensual de materia prima procesada ha

aumentado un 1,7% respecto a 2005 (pasando de

5,075 MTm en 2005 a 5,160 MTm en 2006). A su

vez, en 2006 la utilización de la capacidad de refino

ha sido 0,7 puntos porcentuales superior a la del año

anterior (92,5% en 2005 y 93,2% en 2006).

Del total del crudo procesado, únicamente 135.000

toneladas provienen de producción interior (-18,5% vs

2005); el resto del crudo procesado procede de

239

Petr

óleo

3. Refino

Gráfico 3.1.1. Situación geográfica y capacidades de las refinerías en España

TENERIFE

LA CORUÑA

HUELVA

PUERTOLLANO

BILBAO

TARRAGONA

CASTELLÓN

CARTAGENA

SAN ROQUE

Refinería Capacidad MTm/a FCC EQ. MTm/a

Cartagena 5,0 —

La Coruña 6,0 4,4

Puertollano 7,0 5,1

Tarragona 8,0 3,7

Bilbao 11,0 4,0

Tenerife 4,5 0,7

Algeciras 12 2,7

Huelva 5 1,1

Asesa 1,1 —

Castellón 6,0 1,5

Fuente: CNE.


importaciones con origen en África (31,7%), Oriente

Medio (25,1%), Federación Rusa y ex repúblicas

soviéticas (19,3%), América (18,2%) y Europa (5,7%).

Al contrario que en los últimos años, en 2006

descendieron los márgenes medios para una refinería

europea de tipo cracking (50% MED Ural/50% NWE

Brent) situándose en 4,70 U$/Bbl. Por su parte, para la

configuración hydroskimming los márgenes se

mantienen en valores negativos (-2,33 US$/Bbl). En

España, siguiendo la tendencia de los márgenes

europeos en la configuración cracking, el margen medio

se redujo en 2006 hasta situarse en 3,60 US$/Bbl.

3.2. Las compañías que refinan en España

El grupo REPSOL YPF dispone de una capacidad de

refino en España de aproximadamente 37 millones de

toneladas/año (MTm/año), incluyendo la refinería de

PETRONOR. Por su parte, el grupo CEPSA es titular de

tres refinerías con una capacidad total de apro-

ximadamente 21,5 MTm/año. Por último, BP OIL

ESPAÑA dispone de una capacidad en territorio español

de 6 MTm/año. Además, ASESA, participada al 50%

por REPSOL YPF y CEPSA, cuenta con una capacidad

de 1,1 MTm/año.

REPSOL YPF

El grupo REPSOL YPF ostenta una participación

mayoritaria en dos sociedades dedicadas al refino en

España: REPSOL PETRÓLEO (99,97%) y PE-

TRÓLEOS DEL NORTE (PETRONOR), sociedad en la

que participa con un 85,98%. La primera es titular de

cuatro refinerías en Cartagena (Murcia), La Coruña,

Puertollano (Ciudad Real) y Tarragona, mientras que la

240

Petr

óleo

5,5

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2005 2006 Media 2005 Media 2006


6,0

5,5

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

6,0

Gráfico 3.1.2. Materia prima procesada en refinerías españolas 2005-2006Datos en millones de toneladas

Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.


241

Petr

óleo

6,0

50

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

–1,0

-2,0

-3,0

UE Crack UE Hydros España (2)

UE Cracking UE Hydros Espa�a (2)

2001 2002 2003 2005 (1)2004 (1) 2006 (1)

Gráfico 3.1.3. Márgenes de refino España y Unión Europea 2001-2006(1)

Datos en US$/Bbl

(1) Desde 2004 se aplica la nueva metodología de la AIE.(2) 30% NWE Brent + 70% MED Ural y 20% hydroskimming + 80% craking.


BP Oil España9%

Repsol YPF58%

Cepsa33%

Gráfico 3.2.1. Cuota de mercado capacidad de refino en España 2006

Datos en porcentaje

Fuente: CNE.


segunda es titular de una refinería en Muskiz (Vizcaya).

Además, REPSOL YPF tiene una participación del 50%

en la compañía ASESA, dedicada a la producción de

asfaltos.

Refinería de Cartagena: Dispone de un terminal

marítimo con ocho frentes de atraque y un parque de

almacenamiento. Se trata de una ref inería con

esquema hydroskimming, con una capacidad de

refino de 5 millones de toneladas/año (MTm/año).

Posee una planta de lubricantes con una capacidad de

135.000 Tm/año y una planta de producción de

asfaltos con capacidad de 300.000 Tm/año. Dispone de

una capacidad de almacenamiento de materias primas

de 2.032 miles de toneladas y de 1.205 miles de m3 de

productos.

Refinería de La Coruña: Se trata de una refinería de

conversión profunda (Reformado, FCC, Coker) y

capacidad de destilación atmosférica de 6 millones de

toneladas/año (MTm/año). Es la única refinería en

España con proceso de calcinación de coque que

permite obtener carbón de petróleo de alta calidad.

Asimismo, dispone de una planta de producción de

asfaltos con una capacidad de 100.000 Tm/año. Esta

refinería abastece la zona norte de España y exporta

productos al mercado americano y al norte de Europa.

Cuenta con una capacidad de almacenamiento de

materias primas de 1.011 miles de toneladas y 650 miles

de m3 de productos.

Refinería de Puertollano: Es la única refinería ubicada

en el interior peninsular. Se trata de una refinería de

conversión profunda (Reformado, Mild-hydrocracker,

FCC y Coker), con capacidad de destilación de

7 millones de toneladas/año (MTm/año). Además,

cuenta con una planta de lubricantes con capacidad de

110.000 Tm/año y una planta de producción de asfaltos

(300.000 Tm/año). En el año 2004 se puso en marcha

una unidad de Mild-hydrocracker con una capacidad de

1.800 miles de toneladas anuales. Dispone, además, de

una capacidad de almacenamiento de materias primas de

1.133 miles de toneladas y de 1.000 miles de m3 de

productos.

Refinería de Tarragona: Tiene su área de influencia en

el noreste español así como en la cuenca mediterránea

europea. Las instalaciones con que cuenta en su terminal

marítimo son un pantalán con 5 frentes de atraque y una

monoboya. Se trata de una refinería con esquema de

conversión que incluye Reformado, Viscorreducción e

Hydrocracker y cuenta con una capacidad de refino de 8

millones de toneladas/año (MTm/año). Dispone de una

capacidad de almacenamiento de materias primas de

1.426 miles de toneladas y de 1.058 miles de m3 de

productos.

Refinería de Muskiz: Está conectada por oleoducto

a los atraques portuarios de uno de los puertos

de mayor calado de Europa. Se trata de una refine-

ría con un esquema de conversión (Reformado,

FCC, Viscorreducción y Mild-hydrocracker) y una

capacidad de destilación de 11 millones de tone-

ladas al año (MTm/año). Dispone de una plan-

ta de producción de asfalto de capacidad de

260.000 Tm/año. Su capacidad de almacenamiento es

de 1.279 miles de toneladas para materias primas y

922 miles de m3 de productos.

CEPSA

El Grupo CEPSA es titular de tres refinerías: Tenerife,

Gibraltar y La Rábida. Asimismo participa en un 50%

en ASESA.

Refinería de Tenerife: Situada en Santa Cruz de

Tenerife, es la refinería más antigua de España.

Dispone de una serie de terminales marítimos que

242

Petr

óleo


posibilitan tanto la descarga de crudo como la salida

de productos terminados. Se trata de una refinería

hydroskimming con una capacidad de destila-

ción de 4,5 millones de toneladas/año (MTm/año),

disponiendo además de una unidad de viscorreducción

y de una planta de asfaltos de 342.000 Tm/año de

capacidad nominal. Adicionalmente, cuenta con una

capacidad de almacenamiento de materias primas de

408 miles de toneladas y de 802 miles de m3 de

productos.

Refinería de Gibraltar: Situada en Algeciras

(Cádiz), incorpora un terminal marítimo con un

pantalán con 6 atraques. Tiene una capacidad de

refino de 12 millones de toneladas/año (MTm/año)

con un esquema de conversión que incluye

Reformado, FCC y Viscorreducción. Se encuentra

integrada dentro de un polo petroquímico y dispone

de una planta de producción de lubricantes

(propiedad de LUBRISUR, sociedad que en el año

2006 ha pasado a ser controlada el 100% por

CEPSA) con una capacidad de 250.000 Tm/año.

Dispone de una capacidad de almacenamiento de 796

miles de toneladas de materias primas y de 1.058 mi-

les de m3 de productos.

Refinería de La Rábida: Situada en Palos de la

Frontera (Huelva), cuenta con un terminal marítimo

con una monoboya para la descarga de crudo y dos

muelles de salida de productos. Su capacidad de

destilación es de 5 millones de toneladas/año

(MTm/año) y dispone de esquema de conversión

(Reformado, FCC y Viscorreducción); cuenta con

una planta para la fabricación de aceites lubricantes

y asfaltos con una capacidad de producción anual de

más de 192.000 Tm/año y 372.000 Tm/año, respec-

tivamente. Su capacidad de almacenamiento de

materias primas es de 1.180 miles de toneladas y de

731 miles de m3 de productos.

BP OIL ESPAÑA

El Grupo BP OIL ESPAÑA es titular del 100% de la

refinería de Castellón de la Plana.

Refinería de Castellón: Dispone de una extensión de

200 hectáreas y un terminal marítimo con un campo de

boyas y un atraque. Tiene un esquema de conversión que

incluye Reformado y FCC y una capacidad de

destilación de 6 millones de toneladas/año (MTm/año).

Cuenta con una planta de producción de asfaltos con una

capacidad de 250.000 Tm/año. Además, dispone de una

capacidad de almacenamiento de 626 miles de m3 de

crudo y de 441 miles de m3 de productos.

243

Petr

óleo

Cuadro 3.2.1. Capacidad de almacenamiento de lasrefinerías españolas a 31/12/2006

Materias Productos (*)primas (Tm) (m3)

Cartagena 2.032.000 1.204.600

La Coruña 1.011.000 649.800

Puertollano 1.133.000 1.000.400

Tarragona 1.426.100 1.058.000

Bilbao 1.279.000 922.300

Repsol YPF 6.881.100 4.835.100

Tenerife 407.990 801.730

Algeciras 796.340 1.058.070

Huelva 1.179.674 730.702

Cepsa 2.384.004 2.590.502

Castellón 626.000 440.941

BP 626.000 440.941

(*) Incluye GLP.

Fuente: Refinerías.


ASESA

Sociedad participada al 50% por REPSOL PETRÓLEO

y CEPSA. Esta refinería, situada en Tarragona, está

construida para el tratamiento de crudos pesados para la

producción de asfaltos. Tiene una capacidad nominal de

1,1 MTm/año.

3.3. Inversiones en la actividad de refino enEspaña

REPSOL YPF

El Grupo REPSOL YPF ha realizado inversiones

relevantes en su refinería de Bilbao, donde comenzó la

puesta en marcha de la Unidad de Desulfuración de

Destilados Medios con una capacidad de 1,1 MTm/año

CEPSA

La compañía ha realizado diferentes inversiones de

mejora en sus tres refinerías, por un monto total de 275

millones de euros (M€), de los cuales el 86,1% fueron

destinados a la refinería de La Rábida, el 12,0% a la

refinería de Gibraltar y el restante 1,9% a la refinería de

Tenerife.

BP OIL ESPAÑA

BP OIL ESPAÑA en el año 2006 una planta de

coquización retardada en la refinería de Castellón con

el objetivo de aumentar la producción de diesel,

fabricar coque y eliminar la producción de fuel oil,

cuya finalización está prevista para mediados del año

2008.

244

Petr

óleo


245

Petr

óleo

4.1. Marco sectorial

En el año 2006 no se produjeron novedades destacables

en el marco regulador de la obligación de man-

tenimiento de existencias mínimas de seguridad en

España. En este sentido, la norma vigente continuó

siendo el Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el

que se regula la obligación de mantenimiento de

existencias mínimas de seguridad, la diversificación de

abastecimiento de gas natural y la Corporación de

Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos. Este

Real Decreto introdujo introdujo importantes novedades

en el marco regulador de la obligación de mante-

nimiento de existencias mínimas de seguridad a fin de

adaptarlo a la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector

de Hidrocarburos.

El aspecto más importante de esta reforma consistió en

la ampliación de 30 a 45 días del volumen de existencias

mínimas que tienen la consideración de reservas

estratégicas. A este respecto, la Orden ITC/543/2005, de

3 de marzo, preveía un proceso de adaptación del

volumen de reservas estratégicas que debería estar

culminado antes del 31 de diciembre de 2007.

En este sentido, la Dirección General de Política

Energética y Minas aprobó dos Resoluciones en el año

2006 en las que se establecían las obligaciones de

mantenimiento de existencias mínimas de seguridad

de productos petrolíferos, tanto de CORES como de los

sujetos obligados. Concretamente, la Resolución de 7 de

junio de 2006, determinaba las obligaciones a partir del

1 de julio de 2006, mientras que la Resolución de 14

diciembre de 2006 las establecía a partir del 31 de

diciembre de 2006.

Por otra parte, en materia de seguridad industrial, el Real

Decreto 1416/2006, de 1 de diciembre, aprobó la

Instrucción Técnica Complementaria MI-IP 06 de

«Procedimiento para dejar fuera de servicio los tanques

de almacenamiento de productos petrolíferos líquidos».

Fuera ya del marco regulatorio cabe reseñar la puesta en

marcha durante el ejercicio 2006 de un nuevo parque de

almacenamiento ubicado en Santurce-El Calero

(Vizcaya), titularidad de CLH, con una capacidad total

de almacenamiento de 209.000 m3, que sustituirá a las

instalaciones de Santurce y Somorrostro, las cuales

serán desmanteladas en 2007.

4.2. La actividad logística en España

4.2.1. Actividad de CLH

El sistema logístico de la COMPAÑÍA LOGÍSTICA DE

HIDROCARBUROS CLH, S.A., continúa siendo el más

relevante en España. Contaba a 31 de diciembre de 2006

con 3.483 km de oleoductos de productos, 40 ins-

talaciones de almacenamiento y 28 instalaciones

aeroportuarias, así como con dos buques-tanque ajenos

para transportes insulares (fletados actualmente en

régimen de time charter) y con gabarras destinadas al

servicio de bunkering.

La red de oleoductos constituye el principal medio de

transporte de CLH conectando las 8 refinerías

peninsulares y los principales puertos con los centros de

almacenamiento ubicado cerca de los puntos de

consumo. Dispone de un sistema de control basado en

comunicaciones vía satélite, centralizándose, desde un

dispatching o centro de control, los diferentes equipos y

parámetros que configuran la red. Su actividad permite

el abastecimiento de la zona centro de la península

desde las zonas sur y nordeste, con algunos tramos

reversibles que dotan al sistema de mayor versatilidad.

En el ejercicio 2006, las salidas totales de productos del

sistema de CLH ascendieron a 39,7 millones de

4. Logística de productos petrolíferos en España


toneladas, un 0,89% por debajo de las registradas en

2005. Esta variación se explica, principalmente, por una

disminución de las salidas de gasolinas (-7,51%) y

fuelóleos (-16,76%) y a pesar del incremento de la

actividad en gasóleos (+0,76%).

Respecto a la actividad de los medios de transporte, el

transporte por oleoductos, el medio más representativo,

disminuyó su actividad un 1,12%, mientras que los otros

medios experimentaron un descenso del 15,46% en el

caso de los buques-tanque y del 7,32% en el de los

camiones-cisterna.

En cuanto al reparto de los stocks de la compañía, las

existencias de CORES representaban a 31 de diciembre

de 2006 el 45,7% de las existencias almacenadas, las

existencias operativas el 27,7%, las existencias mínimas

de seguridad el 21,6% y las existencias de la compañía

el restante 5%. Las existencias totales almacenadas a 31

de diciembre de 2006 eran un 0,14% superiores a las

almacenadas en la misma fecha de 2005.

Las inversiones efectuadas por CLH durante el

ejercicio 2006, 124.592 miles de euros, fueron un

37,9% superiores a las del año anterior. Este aumento

246

Petr

óleo

LA CORUÑAGIJÓN

SANTANDER BILBAO

GERONA

LEÓN RIVABELLOSAPAMPLONA

ZARAGOZALÉRIDA

BARCELONA

TARRAGONA

MAHÓN

PALMA

CASTELLÓN

ALBUIXECH

ALICANTE

CARTAGENA

IBIZA

BURGOS

MONZALBARBA

VALLADOLID

VIGO

SALAMANCA TORREJÓN

BARAJAS

VILLAVERDEALCÁZAR

PUERTOLLANO

MÉRIDA

CÓRDOBA

ALMERÍAMOTRIL

MÁLAGA

ALGECIRAS

SEVILLAHUELVA

ROTA

OLEODUCTO (3.483 km)ALMACENAMIENTO (40)AEROPUERTO (28)

LOECHES

LA MUELLA

Gráfico 4.2.1. Logística de CLH

Fuente: CLH.


se debe esencialmente a las inversiones en

instalaciones de almacenamiento, que significaron un

76% del total; el resto de inversiones se distribuyeron

entre medios de transporte (22%) y otras inversiones

(3%). Los principales proyectos de inversión

acometidos en dicho ejercicio fueron la puesta en

marcha de la nueva instalación de almacenamiento de

Vizcaya en Santurce y construcción de una nueva

estación de bombeo, la f inalización de las

ampliaciones de la capacidad de almacenamiento en

las instalaciones de Huelva, Alcázar de San Juan

(Ciudad Real) y Mérida (Badajoz), la introducción de

las mezclas de gasóleos con biocarburantes en las

instalaciones de almacenamiento de Villaverde

(Madrid), Barcelona y Santurce (Vizcaya) y la

adecuación de las instalaciones de almacenamiento

por desaparición de la gasolina 97 I.O.

4.2.2. Logística alternativa a CLH

La capacidad total de almacenamiento a 31 de diciembre

de 2006 de las compañías que prestan servicio de

almacenamiento alternativo a CLH era de 3,209 millones

de m3 (Mm3) en Península y Baleares y de 1,009 Mm3 en

Canarias, Ceuta y Melilla. Algunas de las instalaciones

de almacenamiento situadas en Península y Baleares

están conectadas con la red de oleoductos de CLH.

DECAL ESPAÑA, S.A., cuenta con dos instalaciones

de almacenamiento para gasolinas y gasóleos situa-

247

Petr

óleo

LA CORUÑA GIJÓNSANTANDER

BILBAO

GERONA

LEÓN RIVABELLOSAPAMPLONA

ZARAGOZALÉRIDA

BARCELONA

TARRAGONA

MAHÓN

PALMA

CASTELLÓN

ALBUIXECH

ALICANTE

CARTAGENA

IBIZA

BURGOSMONZALBARBA

VALLADOLID

VIGO

SALAMANCA TORREJÓN

BARAJAS

VILLAVERDEALCÁZAR

PUERTOLLANO

MERIDA

CÓRDOBA

GRANADA

ALMERÍAMOTRIL

MÁLAGA

ALGECIRAS

SEVILLAHUELVA

ROTA

OLEODUCTO CLH (3.483 km)

CEUTA MELILLA

REFINERÍA

OLEODUCTO REPSOL YPF (358 km)

TENERIFE

LA MUELLA

LOECHES

Gráfico 4.2.2. Logística básica en España a 31/12/2006

Compañía Inst. km3

CLH 68 6.168DECAL 2 695MEROIL 1 650T. PORTUARIAS 3 361EUROENERGO 1 333FORESTAL ATL 1 260DISA 7 207TERQUIMSA 2 198DUCAR 2 194PETROCAN 2 193T. CANARIOS 4 176G. FELGUERA 2 173ESERGUI 1 150PTROVAL 1 139SARAS 1 103ATLAS 2 72FORESA 1 55SHELL 1 62AGIP 1 56CHEVRON 1 55CMD 4 45TERQUISA 1 29GOIL 1 6BIOGAL 1 1GASTECO 1 0,1CEPSA AVIAC 3 426 COMPAÑÍAS 114 10.387 Fuente: CNE.


das en Huelva y Barcelona, pudiendo esta última

almacenar también fuelóleos. La instalación de Barce-

lona cuenta con una capacidad nominal total de

445.100 m3. A fecha 31 de diciembre de 2006 se

almacenaban 22.887 m3 de gasolinas, 244.480 m3 de

gasóleos, 42.002 toneladas de fuelóleos y 2.724 m3

de biocarburantes. La instalación de Huelva dispone de

una capacidad total de 250.264 m3. El volumen

almacenado a 31 de diciembre de 2006 era de 5.166 m3

de gasolinas y 171.520 m3 de gasóleos.

TERMINALES PORTUARIAS, S.L., posee instalaciones

de almacenamiento de productos petrolíferos en los puertos

de Barcelona, Bilbao y Valencia. En el puerto de Barcelona

su capacidad nominal de almacenamiento de produc-

tos petrolíferos asciende a 164.537 m3, con un volu-

men almacenando a 31 de diciembre de 2006 de 1.435 m3

de gasolinas, 21.540 m3 de querosenos, 66.032 m3 de

gasóleos, 3.138 Tm de fuelóleos y 6.048 m3 de biocar-

burantes (éster metílico). En el puerto de Bilbao (Zierbena)

la compañía dispone de una capacidad de almacenamiento

de productos petrolíferos de 186.276 m3, con un volumen

de productos almacenados, a 31 de diciembre de 2006, de

994 m3 de gasolinas, 89.089 m3 de gasóleos y 3.969 m3 de

biocarburantes. Por último, en el puerto de Valencia la

capacidad nominal de almacenamiento asciende a

10.600 m3; almacenando a 31 de diciembre de 2006

1.015 m3 de gasóleos y 4.013 Tm de fuelóleos.

TERMINALES QUÍMICOS, S.A., posee dos ins-

talaciones de almacenamiento, en Tarragona y Barcelona.

La instalación de Tarragona cuenta con una capacidad de

almacenamiento de productos de 191.832 m3. A 31 de

diciembre de 2006 almacenaba 10.562 m3 de gasolinas,

32.318 m3 de gasóleos, 1.581 m3 de biocarburantes (éster

metílico) y 43.286 m3 de querosenos. La instalación de

Barcelona cuenta con una capacidad total de alma-

cenamiento de fuelóleos de 6.016 Tm, almacenando, a 31

de diciembre de 2006, 402 Tm.

TERMINALES QUÍMICOS DE SANTANDER, S.A.,

cuenta con una planta de almacenamiento en el puerto

de Santander, cuya capacidad de almacenamiento de

productos petrolíferos es de 28.700 m3. A 31 de di-

ciembre de 2006 almacenaba 4.531 m3 de gasolinas y

10.821 m3 de gasóleos.

PETROLÍFERA DUCAR, S.A., cuenta con tres ins-

talaciones de almacenamiento, dos en Ceuta y una en

Las Palmas de Gran Canaria. Las instalaciones de

almacenamiento («Ducar I» y «Ducar II») situadas en la

Ciudad Autónoma de Ceuta disponen de una capacidad

nominal de almacenamiento de 84.400 y 36.000 m3, res-

pectivamente. A 31 de diciembre de 2006, en «Ducar I»

se almacenaban 14.581 m3 de gasóleos y 34.430 Tm de

fuelóleo, mientras que en «Ducar II», se almacenaban

20.422 Tm de fuelóleos. Por su parte, la instalación

localizada en Las Palmas de Gran Canaria tiene una

capacidad de almacenamiento de 73.500 m3 contando, a

31 de diciembre, con 7.096 m3 de gasóleos y 32.284 Tm

de fuelóleos.

FORESTAL DEL ATLÁNTICO, S.A., es propietaria de

una planta de almacenamiento en Mugardos (La

Coruña), con una capacidad nominal de 259.800 m3. El

volumen de productos petrolíferos almacenados a 31 de

diciembre de 2006 estaba constituido por 122.454 m3

de gasóleos, y 38.966 Tm de fuelóleos.

TERMINALES CANARIOS, S.L., cuenta con dos

instalaciones de almacenamiento en Tenerife y otras dos

en Gran Canaria. Las instalaciones sitas en Tenerife

(puerto de Santa Cruz y aeropuerto de Tenerife-Sur),

disponen de una capacidad de 87.720 y 2.150 m3,

respectivamente. En cuanto a las instalaciones situadas

en Gran Canaria (puerto de Las Palmas y aeropuerto de

Gran Canaria) presentan unas capacidades de alma-

cenamiento de 84.064 y 2.350 m3, respectivamente. El

volumen de productos almacenados a 31 de diciembre

248

Petr

óleo


de 2006 en las instalaciones del puerto de Santa Cruz de

Tenerife se distribuyen en 9.150 m3 de gasolinas, 9.631

m3 de gasóleos, 5.749 m3 de querosenos y 589 Tm de

fuelóleos; en la instalación portuaria de Las Palmas, se

almacenaba a 31 de diciembre de 2006, 7.160 m3 de

gasolinas, 16.420 m3 de gasóleos, 1.046 Tm de fuelóleos

y 23.654 m3 de querosenos. El volumen de queroseno

almacenado a 31 de diciembre de 2006 en las

instalaciones aeroportuarias era de 455 m3 en Tenerife-

Sur y 732 m3 en Gran Canaria, incluyendo en estos

volúmenes el stock en redes de hidrante de los

aeropuertos.

ESERGUI, S.A., es propietaria de una instalación de

almacenamiento situada en Zierbena (Puerto de Bilbao),

que a 31 de diciembre de 2006 almacenaba 11.187 m3

de gasolinas, 97.634 m3 de gasóleos y 34 m3 de

biocarburantes. La instalación cuenta con una capacidad

de 150.100m3 y está formada por 13 tanques de

diferentes capacidades para gasóleos, gasolinas y

biocarburantes.

PETRÓLEOS DE VALENCIA, S.A.U. (filial de GALP

ENERGÍA), cuenta con tanques de almacenamiento

localizados en el puerto de Valencia con una capacidad

nominal total de 139.043 m3. A 31 de diciembre de 2006

almacenaba 7.736 m3 de gasolinas y 74.767 m3 de

gasóleos.

DISTRIBUIDORA INDUSTRIAL, S.A., contaba en

diciembre de 2006 con siete instalaciones, seis en las Islas

Canarias: Fuerteventura, Lanzarote, Gran Canaria, La

Gomera, El Hierro y La Palma, y una en Melilla.

La capacidad total de las siete plantas es de 34.376 m3

de gasolinas, 84.517 m3 de gasóleos, 54.079 m3 de

querosenos y 33.873 Tm de fuelóleos. El volumen

de gasolinas, gasóleos y querosenos almacenados a 31 de

diciembre de 2006 ascendía a 24.587, 69.935 y 17.681 m3,

respectivamente, a los que hay que sumar 17.648 Tm de

fuelóleos. La compañía no ha realizado inversiones para

incrementar la capacidad en 2006. Sin embargo, se pueden

resaltar la modernización y mejora de la instalación de

Salinetas (Gran Canaria), así como otras obras de mejora

en la instalación en Fuerteventura.

SARAS ENERGÍA, S.A., tiene una instalación de

almacenamiento situada en Cartagena, la cual dispone

de una capacidad de 102.943 m3, dividida en 6 tanques

de gasóleos y 4 tanques de gasolinas. El volumen de

productos petrolíferos almacenados a 31 de diciembre

de 2006 ascendía a 4.025 m3 de gasolinas y 69.762 m3

de gasóleos.

CEPSA participa mayoritariamente en cuatro compañías

que desarrollan su actividad en las Islas Canarias y en las

Ciudades Autónomas de Ceuta y Melilla. ATLAS, S.A.,

tiene dos instalaciones de almacenamiento: una situada en

Ceuta, cuya capacidad total de almacenamiento de

productos petrolíferos es de 70.100 m3, almacenando a 31

de diciembre de 2006, 2.798 m3 de gasolinas, 21.083 m3

de gasóleos y 12.455 Tm de fuelóleos; y otra situada en

Melilla, con una capacidad de 2.400 m3, la cual

almacenaba, a 31 de diciembre de 2006, 1.034 m3 de

gasóleos. PETRÓLEOS DE CANARIAS, S.A. dispone

de una capacidad de almacenamiento de 192.789 m3,

dividida en sus instalaciones de Las Palmas de Gran

Canaria (82.844 m3) y de Santa Cruz de Tenerife (109.945

m3); a 31 de diciembre de 2006 almacenaba en Las

Palmas 13.204 m3 de gasóleos y 22.316 Tm de fuelóleos,

y en Santa Cruz de Tenerife 7.955 m3 de gasóleos y

14.137 Tm de fuelóleos. La actividad de almacenamiento

de CMD AEROPUERTOS CANARIOS, S.L., se centra

en los aeropuertos de Gran Canaria, Tenerife-Sur,

Lanzarote y Fuerteventura, sumando una capacidad de

almacenamiento de 45.161 m3; su volumen de productos

almacenados a 31 de diciembre de 2006 era de 29.775 m3.

Por último, CEPSA AVIACIÓN, S.A., dispone de

instalaciones de almacenamiento en los aeropuertos

249

Petr

óleo


de Tenerife-Norte, La Palma y Melilla, ascendiendo su

capacidad de almacenamiento a 4.340 m3; a 31 de di-

ciembre de 2006 almacenaba 2.811 m3 de productos

petrolíferos.

FORESA cuenta con una planta de almacenamiento

situada en Villagarcía de Arosa (Pontevedra), cuya

capacidad es de 54.700 m3. A 31 de diciembre de 2006

el volumen de producto almacenado ascendía a 124 m3

de gasolinas, 9.313 de gasóleos y 5.996 Tm de fuelóleos.

SHELL ESPAÑA, S.A., a diciembre de 2006 cuenta con

una instalación de almacenamiento de productos

petrolíferos, en Las Palmas de Gran Canaria, con una

capacidad de almacenamiento de productos petrolíferos

de 61.780 m3. El volumen de productos almacenados a

31 de diciembre del ejercicio 2006 era 8.954 m3 de

gasóleos y 3.940 m3 de fuelóleos.

CHEVRON ESPAÑA S.A., cuenta con una instalación

de almacenamiento en Las Palmas de Gran Canaria. La

capacidad total del parque asciende a 31.000 m3 para

fuelóleos y 24.000 m3 para gasóleos. A 31 de diciembre

de 2006 el volumen de producto almacenado ascendía a

9.516 m3 de gasóleos y 1.025 Tm de fuelóleos.

EUROENERGO ESPAÑA, S.L., dispone de una

instalación de almacenamiento de gasolinas y gasóleos

en Tarragona cuya capacidad asciende a 333.176 m3; a

31 de diciembre de 2006 almacenaba 47.329 m3 de

gasolinas y 262.122 m3 de gasóleos.

AGIP ESPAÑA, S.A., cuenta con una instalación de

almacenamiento de gasolinas y gasóleos en Gijón con una

capacidad total de 56.000 m3. A 31 de diciembre de 2006

almacenaba 3.707 m3 de gasolinas y 21.291 m3 de gasóleos.

MEROIL, S.A., tiene una instalación de almacenamiento

de productos petrolíferos sita en Barcelona, con una

capacidad disponible de 649.548 m3. A 31 de diciembre de

2006 almacenaba 121.479 m3 de gasolinas y 527.769 m3

de gasóleos.

El Grupo FELGUERA cuenta con dos instalaciones de

almacenamiento, una situada en Cartagena, con una

capacidad de 110.000 m3, y la otra en Motril con

una capacidad de 63.367 m3. A 31 de diciembre la planta

de Cartagena almacenaba 110.000 m3 de gasóleos,

mientras que en Motril se tenía almacenado a esa fecha

16.123 m3 de gasolinas y 17.693 m3 de gasóleos.

GOIL RENT PARK dispone de una instalación de

almacenamiento en Madrid, con una capacidad de 6.090

m3. A 31 de diciembre de 2006 almacenaba 568 m3 de

gasóleos y 81 m3 de biocarburantes.

BIOGAL tiene una instalación de almacenamiento

situada en A Estrada (Pontevedra) con una capacidad

disponible de 160 m3. A 31 de diciembre de 2006

almacenaba 112 m3 de gasóleos y 29 m3 de biocar-

burantes.

GASTECO cuenta con una instalación de alma-

cenamiento de gasóleos en Pontevedra con una

capacidad de 100 m3. A 31 de diciembre de 2006

almacenaba 77 m3 de gasóleos.

4.3. Productos almacenados

La Corporación de Reservas Estratégicas de Productos

Petrolíferos (CORES), fue constituida en el año 1995 al

amparo de lo dispuesto en la Ley 34/1992, de Ordenación

del Sector Petrolero y en el Real Decreto 2111/1994, por

el que se regula la obligación de mantenimiento de

existencias mínimas de seguridad de productos

petrolíferos, actualmente derogado por el Real Decreto

1716/2004 antes mencionado. La actual ley sectorial (Ley

34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos)

250

Petr

óleo


señala que CORES tendrá por objeto la constitución,

mantenimiento y gestión de las reservas estratégicas y el

control de las existencias mínimas de seguridad.

Según se observa en el siguiente cuadro, a finales de

2006 las existencias estratégicas almacenadas ascendían

a 668.882 m3 de gasolinas (10,2% del total almacenado),

3.346.899 m3 de gasóleos y querosenos (51,2% del

total), 257.812 toneladas de fuelóleos (3,9%) y

2.266.541 m3 de crudo (34,7%).

Por productos se registra, en relación con el ejercicio

anterior, un aumento de reservas sólo en el grupo de

gasóleos y querosenos (+20%). Los crudos y los

fuelóleos se mantienen invariables, mientras que las

gasolinas registran una disminución (-2%).

Por otra parte, en diciembre de 2006 los stocks de

productos petrolíferos (excepto GLP) y materias pri-mas

almacenados por los sujetos obligados al mantenimiento

de existencias mínimas de seguridad ascendieron a 7,30

millones de m3 y 5,03 millones de toneladas métricas,

respectivamente, tanto en territorio nacional como en

aquellos países con los que existen acuerdos bilaterales.

251

Petr

óleo

Productos Unidad 31-dic-05 Compras Ventas Permutas Ajustes 31-dic-06 % variación

Gasolinas 95 M3 683.882 0 0 -15.000 0 668.882 -2%

TOTAL GASOLINAS M3 683.882 0 0 -15.000 0 668.882 -2%

Queroseno Jet A1 M3 296.784 30.000 0 0 0 326.784 10%

TOTAL QUEROSENOS M3 296.784 30.000 0 0 0 326.784 10%

Gasóleo A M3 1.911.737 344.929 0 0 2.256.666 18%

Gasóleo B M3 282.316 150.323 0 0 432.639 53%

Gasóleo C M3 295.810 20.000 0 15.000 0 330.810 12%

TOTAL GASÓLEOS M3 2.489.863 515.252 0 15.000 0 3.020.115 21%

TOTAL QUEROSENOS

+ GASÓLEOS M3 2.786.647 545.252 0 15.000 0 3.346.899 20%

Fuelóleo Bia Tm 257.812 0 0 0 0 257.812 0%

TOTAL FUELÓLEOS Tm 257.812 0 0 0 0 257.812 0%

PETRÓLEO CRUDO M3 2.266.920 0 0 0 -379 2.266.541 0%

TOTAL M3/Tm 5.995.261 545.252 0 0 -379 6.540.134 9%

Fuente: CORES.

Cuadro 4.3.1. Evolución de las reservas estratégicas de CORES

9.000.000

8.000.000

7.000.000

6.000.000

5.000.000

4.000.000

3.000.000

2.000.000

1.000.000

0

m3

Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Productos petrolíferos

Total grupo fuelóleos

Total grupo querosenos Total grupo gasolinas

Total grupo gasóleos

Gráfico 4.3.1. Evolución stocks de sujetos

obligados. Año 2006.

Datos en metros cúbicos

Fuente: CNE.


En cuanto al reparto de stocks almacenados de los

productos petrolíferos, el 58% correspondió a los

gasóleos (60% en 2005), el 19% a las gasolinas (igual

que en 2005), el 14% a los fuelóleos (11% en 2005) y el

restante 9% a los querosenos (igual que en 2005). En

el caso de las materias primas, el 71,0% de los stocks

almacenados corresponde a crudos, el 28,6% a pro-

ductos semirrefinados y únicamente un 0,3% a otras

materias auxiliares, aditivos, compuestos oxigenados y

aceites para biodiésel.

252

Petr

óleo


En el ejercicio 2006 ha habido ciertos cambios en el

marco normativo de la comercialización de productos

petrolíferos.

El Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, determina las

especificaciones de gasolinas, gasóleos, fuelóleos y

gases licuados del petróleo, y regula el uso de

determinados biocarburantes. Posteriormente, fue

publicado el Real Decreto 1027/2006, de 15 de sep-

tiembre relativo al contenido de azufre de los

combustibles para uso marítimo, que venía a transponer

al ordenamiento español la Directiva 2005/33/CE, del

Parlamento Europeo y del Consejo, de 6 de julio de 2005

referida al contenido de azufre de los combustibles para

uso marítimo y que tiene por objeto mejorar los niveles

de calidad del aire mediante la reducción de emisiones de

óxidos de azufre. Al respecto, la CNE emitió el

correspondiente informe preceptivo (Ref. web: 45/2006).

El 26 de abril se publicó en el BOE la Orden

ITC/1201/2006 de 19 de abril, por la que se determina la

forma de remisión de información al Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, sobre las actividades

de suministro de productos petrolíferos y deroga los

Anejos 2a y 2b relativos a precios de productos

petrolíferos líquidos contenidos en la Resolución de 15

de julio de 2002 de la Dirección General de Política

Energética y Minas, a partir de su entrada en vigor el 26

de octubre de 2006. Esta Orden fue modificada por la

Orden ITC/2193/2006 de 6 de julio y por la Resolución

de 6 de septiembre de la Dirección General de Política

Energética y Minas. La CNE emitió su correspondiente

informe preceptivo (Ref. web: 41/2005) sobre el

correspondiente Proyecto de Orden, si bien su contenido

era sustancialmente diferente al que luego derivó en la

Orden ITC/1201/2006.

En el Real Decreto 774/2006, de 23 de junio, por el que

se modificó el Reglamento de los Impuestos Especiales

en diversos aspectos: la extensión a todos los

biocarburantes y biocombustibles del sistema de

aplicación del tipo impositivo, que hasta entonces sólo

estaba establecido para el ETBE, y la autorización para,

bajo ciertas condiciones, mezclar biocarburantes fuera

de régimen suspensivo, entre otros.

El 21 de noviembre de 2006 se publicó en el BOE la

Orden EHA/3548/2006, de 4 de octubre, por la que se

aprueban los modelos, las condiciones y el

procedimiento para la presentación telemática de las

declaraciones de los Impuestos Especiales de

Fabricación y del Impuesto sobre Ventas Minoristas

de Determinados Hidrocarburos y se establece la

presentación obligatoria por vía telemática del modelo

380 de la declaración-liquidación del Impuesto sobre el

Valor Añadido en operaciones asimiladas a las

importaciones.

En relación al gasóleo profesional, en la Ley 36/2006 de

29 de noviembre de 2006 se fijó la devolución parcial

del Impuesto sobre Hidrocarburos satisfecho o sopor-

tado respecto del gasóleo de uso general que hubiera

sido utilizado como carburante en el motor de los

vehículos que cumplan los requisitos fijados en dicha

Ley. El procedimiento para la devolución parcial del

Impuesto sobre Hidrocarburos y de las cuotas

correspondientes a la aplicación del tipo autonómico del

Impuesto sobre las Ventas Minoristas de Determinados

Hidrocarburos por consumo de gasóleo profesional

quedó fijado en la Orden EHA/3929/2006 de 21 de

diciembre, que aprobó determinado Código de

Actividad y del Establecimiento y se actualizó la

referencia a un código de la nomenclatura combinada

contenida en la Ley 38/1992 de 28 de diciembre de

Impuestos Especiales.

Finalmente, el 28 de diciembre de 2006 se aprobó la Ley

42/2006 de Presupuestos Generales del Estado para el

253

Petr

óleo

5. Comercialización


año 2007, por la que se modifican los impuestos

especiales para gasóleos y fuelóleos. Así, con efectos a

partir del 1 de enero de 2007, los nuevos importes para

los impuestos especiales quedan para los gasóleos de

uso general en 278 euros por 1.000 litros y para los

fuelóleos en 14 euros por tonelada.

En cuanto a las operaciones corporativas, durante el

primer trimestre de 2006 se aprobó el proceso de toma

de control por parte de COMPAÑÍA ESPAÑOLA DE

PETRÓLEOS, S.A., de LUBRICANTES DEL SUR,

S.A., mediante la compra del 35% del capital social

titularidad de BP OIL ESPAÑA, S.A.U. De esta manera

LUBRISUR ha pasado de estar bajo el control conjunto

de CEPSA (65%) y BP (35%), a ser controlada en

exclusiva por CEPSA. El informe correspondiente a esta

operación fue aprobado por el Consejo de la CNE el 16

de febrero de 2006, publicándose posteriormente en la

página web del organismo con la referencia 31/2006.

En el segundo trimestre de 2006 SARAS ENERGÍA,

S.A.U., realizó la adquisición de 37 estaciones de

servicio del Grupo CAPRABO. El Consejo de Admi-

nistración de la Comisión Nacional de Energía acordó,

en su sesión celebrada el día 20 de abril de 2006 (Ref.

web 57/2006), que la operación de concentración

económica consistente en la adquisición de la sociedad

ESTACIONES DE SERVICIO CAPRABO por parte de

SARAS ENERGÍA no incidía de forma negativa en la

competencia efectiva del mercado relevante peninsular

de distribución minorista de carburantes a través de

estaciones de servicio que son objeto de regulación en la

Ley 34/1998, y sobre los que la CNE tiene atribuidas

competencias.

254

Petr

óleo

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000


Querosenos 2006 Otros productos 2006

GLP 2006 Gasóleos 2006Gasolinas 2006 Fuelóleos 2006

Total 2005

Gráfico 5.1.1. Consumo productos petrolíferos 2005-2006

Datos en miles de toneladas



5.1. Consumo de productos

El consumo total de productos derivados del petróleo en

España en el año 2006 se situó en 74,0 millones de

toneladas, lo que supone un descenso de 0,14%

(56 miles de toneladas) respecto al registrado en el

ejercicio 2005.

Dentro de los destilados ligeros, el consumo de GLP

desciende un 11,27% en relación a 2005, siguiendo la

tendencia bajista del año anterior cuando se registró un

descenso del 2,34%. Por su parte, la demanda de

gasolinas continúa con la tendencia decreciente de

ejercicios anteriores (-4,2% en 2004 y -5,6% en 2005),

disminuyendo un 4,69% en 2006.

En relación a los destilados medios, los gasóleos

mantienen la senda ascendente de años anteriores

sumando al incremento interanual del 3,4% en 2005 un

aumento del mismo porcentaje en 2006. Asimismo, el

consumo de querosenos registra en el ejercicio 2006 un

incremento del 4,39% manteniendo la tendencia alcista

de los cuatro últimos ejercicios.

Por último, la demanda de la parte más pesada del barril

registra descensos en 2006. De una parte, el consumo de

fuelóleos se reduce, por cuarto año consecutivo, en un

4,76%. Por otra, el consumo del genérico «otros

productos» (entre los que se incluyen los aceites y bases

lubricantes, productos asfálticos y coque de petróleo),

experimenta un descenso del 2,20% sumado al descenso

del 4,8% en 2005.

5.1.1. Gasolinas

En 2006 la demanda de gasolinas (excluidas las de

aviación y el genérico «otras gasolinas») mantiene la

senda descendente de años anteriores, situándose en

255

Petr

óleo

700

600

500

400

300

200

100


Sin plomo 98 I.O. 2005 Sin plomo 97 I.O. 2005

Sin plomo 95 I.O. 2006 Sin plomo 97 I.O. 2006 Sin plomo 95 I.O. 2005Sin plomo 98 I.O. 2006

Gráfico 5.1.2. Evolución consumo gasolinas 2005-2006


Fuente: CNE.


6,96 millones de toneladas (MTm) desde los 7,30

MTm de 2005. El descenso interanual registrado

(-4,69%) se explica por la caída de la demanda de la

gasolina 98 I.O. y, principalmente, de gasolina 97 I.O.,

que no se ve compensado por el mayor consumo de

gasolina 95 I.O. La demanda total de gasolinas se

mantiene durante todos los meses del ejercicio 2006 por

debajo de la de 2005.

La participación de la gasolina 95 I.O. en la estructura

de consumo total de gasolinas continúa aumentando:

73% en 2003, 77% en 2004, 82% en 2005 y 87% en

2006.

En cuanto a la gasolina 97 I.O., su consumo se reduce

únicamente a 13 miles de toneladas, llegando a ser la

participación media de este carburante en el total de

gasolinas prácticamente nula en 2006 (16% en 2003,

12% en 2004 y 6% en 2005).

Para finalizar, la demanda de gasolina 98 I.O. registra

en 2006 un descenso interanual del 1,55%, com-

portamiento en línea al de 2005, alcanzando los 857,94

miles de toneladas, cifra que representa un 12,34%

sobre el consumo total de gasolinas (10,60% en 2003,

11,44 % en 2004 y 11,95% en 2005).

Por tanto, del total de gasolinas auto, en 2006, se han

comercializado 746 miles de toneladas de gasolinas con

un contenido de azufre inferior a 10 ppm.

5.1.2. Gasóleos y Querosenos

Los gasóleos son la categoría de productos de mayor

consumo en España. La demanda total de gasóleos

(excluido el genérico «otros gasóleos») en 2006

mantiene la tendencia ascendente de los últimos

años, alcanzando los 33,1 millones de toneladas

(MTm).

Por clases, el consumo de gasóleo de automoción

presenta un incremento interanual del 5,73% en relación

al ejercicio 2005, situándose en 24,7 MTm. La demanda

de este gasóleo fue superior a la del año precedente

durante todos los meses del año 2006, excepto en abril.

La participación en el consumo total de gasóleos pasa

del 73% en 2005 al 74% en 2006.

Del total de gasóleos de automoción, en 2006, se han

comercializado 849 miles de toneladas de gasóleos con

un contenido en azufre inferior a 10 ppm.

En línea con los ejercicios precedentes, en el año 2006

continúa el proceso de dieselización del parque

automovilístico español. Según los últimos datos

proporcionados por ANFAC (Asociación Española de

Fabricantes de Automóviles y Camiones), el porcentaje

de vehículos diésel sobre el total de matriculados

alcanzó en 2006 el 70,0% (67,8% en 2005).

En relación al gasóleo clase B, su consumo registra en

2006 una disminución interanual del 2,45%, que supone

la comercialización de 5,79 millones de toneladas. En el

mismo sentido, la demanda de gasóleo clase C

desciende en 2006, por tercer año consecutivo, en un

6,34% y se sitúa en 2,67 millones de toneladas.

En relación a los querosenos, durante el año 2006

aumenta su demanda, situándose en 5,42 millones de

toneladas (MTm), frente a las 5,19 MTm de 2005.

5.1.3. Reparto geográfico del consumo

En cuanto al reparto geográfico del consumo de

carburantes de automoción (gasolinas auto y gasóleo A)

destacan las comunidades autónomas de Andalucía y

Cataluña que representan el 15,8% y 15,6% del

consumo total respectivamente, seguidas de la

Comunidad Valenciana con un 10,6% y de Madrid, que

256

Petr

óleo


257

Petr

óleo

Gasóleo B 2005Gasóleo A 2006 Gasóleo C 2006 Gasóleo A 2005Gasóleo B 2006 Gasóleo C 2005

2.500

2.000

1.500

1.000

500


Gráfico 5.1.4. Evolución consumo gasóleos 2005-2006


Fuente: CNE.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

01991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 2006

GASOLINAS

GASÓLEOS

Gráfico 5.1.3. Evolución matriculaciones 1991-2006

Datos %

Fuente: ANFAC.


supone un 9,6%. Estas Comunidades, concentran el

51,7% del consumo total de carburantes.

Respecto al consumo anual de carburantes por

habitante, en 2006 Extremadura presenta el consumo

más alto con 1,06 toneladas por habitante (Tm/hab),

seguida de Castilla y León con 0,85 Tm/hab y Castilla-

La Mancha con 0,83 Tm/hab.

Por último, en lo relativo a la demanda de querosenos en

2006, la Comunidad de Madrid representa el 39% del

consumo nacional de querosenos, explicado por el

intenso tráfico del aeropuerto de Madrid-Barajas. La

Comunidad de Madrid junto con la de Canarias, con un

18% del consumo, concentran el 58% del total del

consumo nacional. También presentan consumos

relevantes las comunidades de Cataluña, Baleares y

Andalucía (15%, 9% y 8%, respectivamente).

5.1.4. Consumo por canal

Mientras el suministro de la práctica totalidad de las

gasolinas se realizó, como es habitual, a través del canal

de estaciones de servicio (96,3%), el reparto de las

ventas de gasóleos es más equilibrado: 55,4% a través de

instalaciones de suministro a vehículos y 44,6% a granel

(consumidor final y distribuidores). Por clases, mientras

el gasóleo A se distribuye mayoritariamente a través de

estaciones de servicio (73,1%), los gasóleos B y C se

comercializan casi en su totalidad a través del canal de

ventas directas (94,2% y 99,8%, respectivamente).

5.2. Precios y fiscalidad

Como se ha visto en el Capítulo 1.5 («Principales

variables de los mercados energéticos internacionales»)

en 2006, tanto el precio medio del crudo como los

258

Petr

óleo

Tm/h

abit

ante

GO A 2006 GNA 2006 Tm/habitante

Tone

lada

s

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

Anda

lucí

a

Cata

luña

Com

. va

lenc

iana

Mad

rid

Cast

illa

y Le

ón

Cast

illa-

La M

anch

a

Galic

ia

País

Vas

co

Cana

rias

Mur

cia

Arag

ón

Extr

emad

ura

Nava

rra

Bale

ares

Astu

rias

Cant

abria

La R

ioja

Ceut

a

Mel

illa

1,40

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

0,20

0,00

Gráfico 5.1.5. Consumo de carburantes por Comunidad Autónoma. Año 2006

Datos en toneladas y toneladas/habitante

Fuente: CNE.


promedios anuales de las cotizaciones internacionales

de referencia de la gasolina sin plomo y del gasóleo de

automoción superaron los registrados el año anterior.

5.2.1. Precio antes de impuestos (PAI)

El PAI medio anual de la gasolina 95 I.O. corres-

pondiente al año 2006 se sitúa en 48,275 c /lt en

España y 47,903 c /lt en la UE-14. En relación a los

PAI correspondientes al ejercicio precedente, España

presenta un aumento mayor que la media UE-14

(+5,599 c /lt, +5,478 c /lt, respectivamente).

El PAI medio anual del gasóleo A en el año 2006 ha

sido, tanto en España como en las medias europeas,

superior al registrado en el año 2005. En 2006, al

contrario que ocurre con la gasolina 95, España presenta

un menor aumento interanual que la media UE-14

(+4,659 y +4,879 c /lt, respectivamente), situándose el

PAI medio del gasóleo A en 52,143 c /lt en España y

51,753 c /lt en la UE-14.

Como en años anteriores, el PAI medio anual de 2006

del gasóleo C en España (46,861 c /lt) ha sido inferior

al de la media UE-14 (49,252 c /lt). El incremento

registrado en relación al PAI de 2005 es de +7,557 c /lt

en España, y +5,651 c /lt en la UE-14.

Al igual que ocurre con el resto de productos, el PAI del

fuelóleo BIA aumenta tanto en España como en la

media UE-14 respecto al ejercicio 2005, +4,426 c /lt y

+3,350 c /lt, respectivamente. En concreto, el PAI anual

medio alcanza los 33,123 c /lt en España y 28,768 c /lt

en la UE-14.

259

Petr

óleo

24.000

EE.SS. Granel

Gna 98

Go C

2

Go B

Go A

Gna 95

Gna 97

0 3.000 6.000 9.000 12.000 15.000 18.000 21.000

Toneladas

2.665 7

5.456

18.015 6.639

5.860 221

335

821 37

11

Gráfico 5.1.6. Consumo por canal. Año 2006


Fuente: CNE.


260

Petr

óleo

Ene-

03Fe

b-03

Mar

-03

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03M

ay-0

3Ju

n-03

Jul-

03Ag

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t-03

Nov-

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c-03

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b-04

Mar

-04

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n-04

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04Oc

t-04

Nov-

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c-04

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-05

Abr-

05M

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Nov-

05Di

c-05

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06Fe

b-06

Mar

-06

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n-06

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t-06

Nov-

06Di

c-06

0,60

0,55

0,50

0,45

0,40

0,35

0,30

0,25

0,20

PAI UE-6PAI UE-14PAI en España

Gráfico 5.2.1. Gasolina sin plomo 95 I.O.: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006

Datos en €/litro

Fuente: Oil Bulletin Petrolier.

Ene-

03Fe

b-03

Mar

-03

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03M

ay-0

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n-03

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Nov-

05Di

c-05

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-06

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06Oc

t-06

Nov-

06Di

c-06

0,60

0,55

0,50

0,45

0,40

0,35

0,30

0,25


Ene-

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b-03

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-03

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03M

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n-03

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t-03

Nov-

03Di

c-03

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-04

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ay-0

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Mar

-05

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05M

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05Di

c-05

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Mar

-06

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n-06

Jul-

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Sep-

06Oc

t-06

Nov-

06Di

c-06

0,60

0,55

0,50

0,45

0,40

0,35

0,30

0,25


Gráfico 5.2.2. Gasóleo A: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006

Datos en €/litro



261

Petr

óleo

Ene-

03Fe

b-03

Mar

-03

Abr-

03M

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n-03

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-04

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-05

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-06

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0,55

0,50

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0,40

0,35

0,30

0,25

0,20

Gráfico 5.2.3. Gasóleo C: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006

Datos en €/litro


Ene-

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-03

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c-03

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-04

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-05

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-06

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ay-0

6Ju

n-06

Jul-

06Ag

o-06

Sep-

06Oc

t-06

Nov-

06Di

c-06


400,00

350,00

300,00

250,00

200,00

150,00

100,00

Gráfico 5.2.4. Fuelóleo: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006

Datos en €/Tm



5.2.2. El precio de venta al público (PVP)

El PVP medio anual de la gasolina 95 I.O. en 2006 ha sido

de 1,0349 /lt en España y 1,2293 /lt en la UE-14. En

relación al año 2005, el PVP aumenta tanto en España

como en la media UE-14, +7,31 y 7,36 c /lt, respec-

tivamente. Este menor aumento del PVP en España

permite que se amplíe el diferencial respecto a la media

europea hasta alcanzar los -19,44 cÛ/lt.

En comparación con el resto de países de la UE-15, el

PVP de la gasolina sin plomo 95 I.O., como en años

anteriores, sigue ubicado en la banda baja de precios.

Sólo Grecia presenta un PVP anual medio más bajo que

España. En este sentido, el PVP en España se sitúa 37,83

c /lt por debajo del PVP más alto, correspondiente a

Holanda, y 5,65 c /lt por encima del más bajo,

registrado en Grecia.

El PVP anual medio del gasóleo A ha sido de 0,9585 /lt

en España y de 1,0823 /lt en la UE-14. El aumento

registrado en relación al PVP de 2006 ha sido mayor en la

UE-14 (+6,50 c /lt) que en España (+6,00 c /lt),

abriéndose el diferencial hasta los -12,38 c /lt.

5.2.3. Impuestos

En relación con la fiscalidad aplicada a los productos

derivados del petróleo, los impuestos sobre la gasolina

95 I.O. han supuesto de media un 52,5% del PVP en

España en el ejercicio 2006, cifra inferior a la registrada

en el año precedente (54,9%). Por su parte, en la UE-14

la participación de los impuestos en el PVP final se situó

en el 60,8% (63,3% en 2005).

España es el segundo país de la UE-15 con impuestos

más bajos sobre este carburante, por detrás de Grecia,

262

Petr

óleo

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03Fe

b-03

Mar

-03

Abr-

03M

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3Ju

n-03

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-05

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05M

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05Di

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06Fe

b-06

Mar

-06

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6Ju

n-06

Jul-

06Ag

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Sep-

06Oc

t-06

Nov-

06Di

c-06

PVP en la UE-14PVP en España

1,35

1,30

1,25

1,20

1,15

1,10

1,05

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

0,75

Gráfico 5.2.5. Gasolina sin plomo 95 I.O.: evolución del PVP en España vs. UE-14 en 2003-2006

Datos en €/litro



situándose en 2006 el diferencial medio respecto a la

media de la UE-14 en 21,06 c /lt.

Por su parte, en lo que respecta al gasóleo A, en el

ejercicio 2006 los impuestos en España representaron,

de media, el 44,3% del PVP (46,5% en 2005) y el

51,97% en la UE-14 (54,00% en 2005). Así, España es

el tercer país de la UE-15 con impuestos más bajos

sobre este carburante, por detrás de Grecia y

Luxemburgo, situándose en 2006 el diferencial medio

respecto a la media de la UE-14 en 13,80 c /lt.

En base a lo establecido en la Ley 24/2001, de 27 de

diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del

Orden Social, el 1 de enero de 2002 entró en vigor el

Impuesto sobre Ventas Minoristas de Determinados

Hidrocarburos. Este impuesto se divide en dos tramos,

estatal (24 euros por 1.000 litros, tanto para las ga-

solinas como para los gasóleos de uso general) y

autonómico. Este último se comenzó a aplicar en la

Comunidad de Madrid en agosto de 2002, a comienzos

de 2004 en las Comunidades Autónomas de Galicia y

Asturias, posteriormente, en agosto del mismo año, en

Cataluña y desde el 1 de enero de 2006 también se aplica

en la Comunidad Valenciana y en Castilla-La Mancha.

Los importes exigibles a 31 de diciembre de 2006 son

los siguientes:

Madrid:

a) Gasolinas: 17 euros por 1.000 litros.

b) Gasóleos de uso general: 17 euros por 1.000

litros.

Galicia:


b) Gasóleo de uso general: 12 euros por 1.000

litros.

263

Petr

óleo

Ene-

03Fe

b-03

Mar

-03

Abr-

03M

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n-03

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-05

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Sep-

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Nov-

05Di

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Mar

-06

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06M

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6Ju

n-06

Jul-

06Ag

o-06

Sep-

06Oc

t-06

Nov-

06Di

c-06

PVP UE-14PVP en España

1,15

1,10

1,05

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

0,75

0,70

0,65

Gráfico 5.2.6. Gasóleo A: evolución del PVP en España vs. UE-14 en 2003-2006

Datos en €/litro



264

Petr

óleo

Bélg

ica

Dina

mar

ca

Alem

ania

Grec

ia

Espa

ña

Fran

cia

Irla

nda

Ital

ia

Luxe

mbu

rgo

Hol

anda

Aust

ria

Port

ugal

Finl

andi

a

Suec

ia

Rein

o U

nido

UE-

14

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

PAI 2006 IIEE 2006 IVA 2006 PAI 2005 IIEE 2005 IVA 2005

Gráfico 5.2.7. Gasolina sin plomo 95 I.O.: precios medios de venta al público en la UE en 2005-2006

Datos en €/litro

(*) En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.


Bélg

ica

Dina

mar

ca

Alem

ania

Grec

ia

Espa

ña

Fran

cia

Irla

nda

Ital

ia

Luxe

mbu

rgo

Hol

anda

Aust

ria

Port

ugal

Finl

andi

a

Suec

ia

Rein

o U

nido

UE-

14

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

PAI 2006 IIEE 2006 IVA 2006 PAI 2005 IIEE 2005 IVA 2005

Gráfico 5.2.8. Gasóleo A: precios medios de venta al público en la UE en 2005-2006

Datos en €/litro

(*) En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.



265

Petr

óleo

Asturias:


b) Gasóleo de uso general: 20 euros por 1.000 litros.

Cataluña:


b) Gasóleos de uso general: 24 euros por 1.000 litros.

Comunidad Valenciana:



Castilla-La Mancha:



5.3. Márgenes brutos de comercialización

En 2006, el margen bruto medio de comercialización de la

gasolina 95 I.O. se sitúa en 10,82 c /lt en España y 10,32

c /lt en la UE-14, cifra en ambos casos superiores a las

registradas en 2005, 10,53 y 10,15 c /lt, respectivamente.

Durante todos los meses del año 2006, el margen bruto de

comercialización de la gasolina 95 I.O. en España se

mantiene por encima del de la UE-14. El diferencial medio

anual España/UE-14 aumenta desde los +0,38 c /lt

resgistrados en 2005 hasta los +0,50 c /lt.

El margen bruto de comercialización máximo de 2006

se registra, tanto en España como en la UE-14, en el mes

de septiembre, alcanzando los 14,87 y 14,25 c /lt,

respectivamente.

En lo que respecta al gasóleo A, tanto en España como

en la UE-14 se produce un aumento del margen bruto de

comercialización en relación al registrado en 2005 de

0,88 c /lt y 1,07 c /lt situándose en 11,09 c /lt, y 10,77

c /lt respectivamente.

(1) Están exentas (operaciones asimiladas a exportaciones) las entregas a buques y aeronaves afectas al tráfico internacional (Ley 37/1992, delImpuesto Sobre el Valor Añadido).

(2) Tramo estatal del Impuesto sobre Venta Minorista de Determinados Hidrocarburos. Aplicado a partir del 01/01/2002 (Ley 24/2001). No incluyetramo autonómico.

(3) Están exentas la fabricación o importación de combustibles para navegación aérea y marítima (exceptuando la privada de recreo), así como eldestinado a la producción de electricidad o calor en centrales eléctricas.

(4) La Ley 53/2002, de medidas fiscales, administrativas y del orden social, modifica el ámbito objetivo del Impuesto sobre las Ventas Minoristasde Determinados Hidrocarburos excluyendo al queroseno destinado a usos distintos de los de carburante.

(5) Modificados en la Ley 42/2006 pasando el gasóleo de 0,26986 a 0,278 €/l y los fuelóleos de 13,432621 a 14 €/Tm.

Fuente: CNE.

Cuadro 5.2.1. Impuestos en Península y Baleares

Impuesto Tipo impositivoPRODUCTO especial (3) IVMDH (2) Total IVA

€/l €/l €/l %

Gasolinas 97 y 98 0,40292 0,024 0,42692 16

Gasolina 95 0,37169 0,024 0,39569 16

Gasóleo A (5) 0,27800 0,024 0,30200 16

Gasóleos B y C 0,07872 0,006 0,08472 16 (1)

Queroseno (uso general) 0,29179 0,024 0,31579 16 (1)

Queroseno (para usos distintos de los de carburante) (4) 0,07871 0,006 0,08471 16

€/Tm €/Tm €/Tm %

Fuelóleos (5) 14,00 1 15,00 16 (1)


266

Petr

óleo

Todos los meses del año 2006, excepto enero, junio,

noviembre y diciembre, el margen bruto de comer-

cialización del gasóleo A de España se mantiene por

encima del de la UE-14. El diferencial medio anual

España/UE-14 se sitúa en 2006 en +0,32 c /lt, tras haber

sido de +0,51 c /lt el año precedente.

El margen bruto de comercialización máximo de 2006

se registra, tanto en España como en la UE-14, en el mes

de septiembre (13,96 y 13,31 c /lt, respectivamente).

La CNE ha publicado en febrero de 2007 un informe

(Ref. web CNE PA009/07) sobre la evolución del precio

de venta al público de la gasolina 95 I.O. y del gasóleo

de automoción en España durante 2006, en el que se

analiza la evolución del PVP de estos carburantes en

función de las distintas variables que componen dicho

precio.

5.4. Puntos de Venta

Al final del ejercicio 2006, según la información

facilitada por las compañías, la red de instalaciones de

suministro de carburantes a vehículos, se situaba

aproximadamente en 8.800 puntos de venta.

El nivel de concentración de instalaciones de suministro

por operador continúa siendo elevado, a pesar del

descenso observado en el número de puntos de venta de

los Grupos REPSOL YPF y CEPSA.1

Por su parte, continúa aumentando el número de puntos

de venta titularidad de las grandes superficies de

distribución, dentro de su estrategia de diversificación de

negocios, impulsada por las medidas de fomento de estas

instalaciones contenidas en el Real Decreto-Ley 6/2000,

de 23 de junio. Las principales cadenas de supermercados

e hipermercados, Grupo CARREFOUR, EROSKI y

ALCAMPO finalizaron el ejercicio 2006 con 75, 48, y 23

puntos de venta, respectivamente. En el ejercicio 2006, el

Grupo CAPRABO vendió su red de 37 estaciones de

servicio al grupo italiano SARAS ENERGÍA.

Durante el ejercicio 2006, algunos de los principales

operadores que actúan en el mercado español han

continuado con su estrategia de diferenciación de producto,

Canarias Ceuta Melilla

Impuesto Tipo impositivo Gravamen Tipo impositivo Gravamen Tipo impositivoespecial IGIC (1) complementario IPSI complementario IPSI

Producto €/l % €/l % €/l %

Gasolina 98 0,23224 — 0,13823 0,5 0,10000 7

Gasolina 97 0,23224 — 0,13823 0,5 0,12000 7

Gasolina 95 0,21782 — 0,10217 0,5 0,10000 7

Gasóleos 0,10266 — 0,04808 0,5 0,03000 7

Querosenos — — 0,00601 0,5 — —

€/Tm % €/Tm % €/Tm %

Fuelóleos 0,50000 — 6,01000 0,5 — 7

(1) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 01/01/2002, la exención de IGIC (anteriormente, 2%) a las entregas o importacionesde productos derivados del petróleo.

Fuente: CNE.

Cuadro 5.2.2. Impuestos especiales en Canarias, Ceuta y Melilla


267

Petr

óleo

0,16

0,14

0,12

0,10

0,08

0,06

0,04

0,02

0,00FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

España PAI-Ci 2006 UE-14 PAI-Ci 2006 España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005

Gráfico 5.3.1. Gasolina sin plomo 95 I.O.: Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)

Datos en €/litro

Fuente: CNE.

0,14

0,12

0,10

0,08

0,06

0,04

0,02

0,00FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

España PAI-Ci 2006 UE-14 PAI-Ci 2006 España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005

Gráfico 5.3.2. Gasóleo A. Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)

Datos en €/litro

Fuente: CNE.


bien mediante la incorporación de aditivos diferenciados,

bien a través de la comercialización de carburantes de altas

prestaciones que, en algunos casos, se adelantaron a la

introducción de carburantes con un contenido máximo de

azufre de 10 ppm. Por su parte, las instalaciones de

suministro en las grandes superficies de distribución

mantienen sus ofertas basadas en descuentos en precio.

Por último, se sigue avanzando en el desarrollo de los

negocios «non oil» (tiendas de conveniencia, equipos

de lavado y aspirado de vehículos, servicios de

restauración), en estrategias de fidelización de clientes

(tarjetas de pago profesionales, programas de puntos,

descuentos asociados a tarjetas bancarias) y en el

incremento de la gestión directa de las redes de distribución.

268

Petr

óleo

Grupo Repsol YPF41,7%

Otros24,9%

Agip3,4%

BP Oil España7,1%

Cepsa17,5%

2004

Disa5,5%


Otros25,6%

2006


Otros25,3%

Disa5,5%

BP Oil España7,2%

Cepsa17,3%

2005

Agip3,6%

Agip3,5%

Disa5,3%

BP Oil España7,2%

Cepsa17,3%

Gráfico 5.4.1. Evolución de los puntos de venta en 2003-2005

Datos en porcentaje

Fuente: CNE.


6.1. El marco normativo de los GLP

A diferencia de lo que ocurre con el resto de productos

derivados del petróleo, los GLP en su modalidad de

envasado, para envases de más de 8 kg de capacidad, han

continuado sometidos en 2006, en tanto en cuanto las

condiciones de competencia en este mercado no se

consideren suficientes, a un sistema de precios máximos

de venta al público, aunque en el año 2007 la Orden

ITC/1968/2007, de 2 de julio, establece este sistema de

precios máximos para los envases con carga igual o

superior a 8 kg. e inferior a 20 kg, a excepción de los

envases de mezcla para usos de los gases licuados del

petróleo como carburante.

En este sentido, a comienzos del ejercicio 2006, el

sistema de determinación automática de precios

máximos del GLP envasado en ese momento en vigor

era el resultante de la Orden ITC/2475/2005, de 28 de

julio. Posteriormente, el 30 de junio de 2006 se pu-

blicó en el Boletín Oficial del Estado la Orden

ITC/2065/2006, de 29 de junio (sobre cuyo proyecto la

CNE emitió su preceptivo informe 19/2006, Ref. web:

82/2006), que vino a mantener el mismo sistema de

determinación de precios máximos del GLP envasado

que introdujo la anterior Orden, concretamente:

• Se mantiene en seis meses el período temporal de

referencia de las variables internacionales (materia prima

y flete) que sirven de base para el cálculo del precio.

• Se mantiene la periodicidad de revisión del precio

trimestralmente, para su aplicación a partir del día 1

de los meses de enero, abril, julio y octubre,

mediante Resoluciones de la Dirección General de

Política Energética y Minas.

La citada Orden ITC/2065/2006 incorporó una subida

del término C hasta alcanzar los 36,6728 c /kg (+3,7%).

En cuanto al marco regulatorio, el Acuerdo del Consejo de

Ministros de 25 de febrero de 2005, por el que se adoptan

mandatos para poner en marcha medidas de impulso a la

productividad, incluyó un mandato al Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio para elevar al Gobierno el

desarrollo reglamentario de la actividad de distribución de

GLP. Si bien hasta el momento no se ha desarrollado dicho

reglamento, en el año 2006 sí se aprobó, mediante el Real

Decreto 919/2006, de 28 de julio (sobre cuyo proyecto la

CNE emitió su preceptivo informe 20/2005, Ref. web:

39/2005) el correspondiente Reglamento técnico de

distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus

instrucciones técnicas complementarias.

Hay que destacar el encargo realizado por el Secretario

General de Energía a la CNE, mediante escrito de fecha

7 de marzo de 2007, solicitando informe facultativo

estimando los costes de comercialización incurridos en

el suministro de GLP en sus modalidades de envasado y

canalizado, el cálculo de los costes de comercialización

asociados a una red óptima de distribución de GLP, una

propuesta de mecanismos de revisión anual de los costes

de comercialización y un análisis de la situación

económico-financiera de las empresas que ejercen la

actividad de suministro de GLP, estando previsto poder

dar cumplimiento a dicha solicitud en el último trimestre

del presente ejercicio.

6.2. Consumo de GLP

En este apartado se muestra la evolución del consumo de

GLP, tanto internacional como nacional, durante los

últimos ejercicios, haciendo especial hincapié en el

análisis correspondiente al año 2006.

6.2.1. GLP Internacional

La producción mundial de GLP ascendió en el año 2006

hasta los 211 millones de toneladas (MTm), lo que

269

Petr

óleo

6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP)


270

Petr

óleo

17,5%

8,5%

26,1%

11,4%

12,3%4,3%

19,9%

Gráfico 6.2.2. Producción mundial de GLP. Año 2006

Datos en porcentaje

Fuente: Poten & Partners y CNE.

2005 2006

100

80

60

40

20

02000 2001 2002 2003 2004

Latinoamérica África

Norteamérica Oriente MedioAsia-Pacífico Europa

Rusia-Asia Central

Gráfico 6.2.1. Evolución porcentual de la producción mundial de GLP. Años 2000-2006

Datos en porcentaje



271

Petr

óleo

supone un aumento del 1,9% en relación a 2005. El

continente africano fue un año más la región en la que la

producción de GLP registró un mayor aumento (+5,9%),

seguida de Norteamérica (+3,8%) y Oriente Medio

(+2,8%). En el resto de regiones, Europa, Rusia/Asia

Central, Asia/Pacífico y Latinoamérica, el nivel de

producción se mantuvo.

En Norteamérica y Asia/Pacífico se concentra casi el

50% de la producción mundial de GLP.

En el año 2006 el porcentaje de la producción mundial

de GLP procedente de la separación del gas natural se

mantuvo en aproximadamente el 57%, correspondiendo

el 43% restante a producción en refinerías. Este reparto

ha permanecido prácticamente estable a nivel mundial

en los últimos años, a pesar de que las previsiones

indicaban que el porcentaje proveniente del gas natural

iría incrementándose al aumentar su consumo. En lo que

respecta en concreto a Europa Occidental la proporción

de suministro en refinerías es ligeramente superior,

representando el 51% del total en 2006.

El comercio mundial de GLP por vía marítima en 2006

aumentó respecto al año anterior en 2 MTm, repre-

sentando el 25% de la producción total.

La proporción del butano en el comercio mundial de

GLP se situó en 2006 en el 40%, correspondiendo el

60% restante al propano.

Por países, Japón continuó siendo en el año 2006 el

mayor importador mundial de GLP con un 27% del

total. Este país, junto con China y Corea, continúan

Mar del Norte/Rusia32,6%

Oriente Medio16,0%

África51,4%

Gráfico 6.2.3. Importaciones europeas de GLP. Año 2005

Datos en porcentaje



concentrando casi el 50% de las importaciones

mundiales. Las importaciones de los países europeos

en 2006, que supusieron el 33% del total mundial,

provinieron de África (51,4%), Mar del Norte/

Rusia (32,6%) y Oriente Medio (16%). Tanto las

importaciones del Mar del Norte como las pro-

venientes de África y Oriente Medio aumentaron en

términos absolutos respecto al año anterior (de 5,4 a

5,7 MTm, de 8,1 a 9,0 MTm y de 2,3 a 2,8 MTm,

respectivamente).

El mayor exportador mundial de GLP es Arabia Saudí.

Sus exportaciones representaron el 24% del total en 2006

disminuyendo, respecto al año anterior, en 0,1 MTm. El

segundo mayor exportador es Argelia que con 7,4 MTm

en 2006 reduce su cuota en las exportaciones totales con

respecto a 2005 (15%). El mayor mercado de Argelia es

el formado por los países de la zona del mediterráneo

occidental que suponen el 32% de sus exportaciones en

barcos de gran tamaño.

En Europa, el destino principal del GLP es el consumo por

usuario final para usos doméstico, comercial e industrial,

que representa un 55% del total. El GLP destinado a la

industria petroquímica y al uso en refinería supone de

media un 22% y un 6% del total, respectivamente,

mientras que el consumo de GLP auto representa un 17%,

tal y como se aprecia en el gráfico 6.2.4.

6.2.2. GLP en España

En el año 2006, al igual que ocurría en el año anterior,

se continúa con la tendencia decreciente en el

consumo total de GLP, registrando un consumo total

de 2,08 millones de toneladas (MTm), un 9,49%

menos que el año anterior.

272

Petr

óleo

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

02001 2002 2003 2004 2005

Consumo usuario final Gasolina, MTBE y alquilaciónPetroquímica GLP auto

2006

Gráfico 6.2.4. Usos del GLP en Europa. Años 2001-2006

Datos en porcentaje



Por modalidades de suministro, se puede apreciar, tal y

como muestra el gráfico 6.2.5, un descenso en el consumo

de GLP envasado desde el año 1990 (de 1,89 MTm en

1990 a 1,3 MTm en 2006). En concreto, en la comparativa

de consumos entre los ejercicios 2006 y 2005, el consumo

de GLP envasado mantuvo su tendencia descendente

(-10,94%), mientras que los suministros de GLP a granel

(incluyendo canalizado, granel a usuario final y

automoción) invirtieron la tendencia ascendente del año

2005 y disminuyendo también su consumo en un 6,97%

hasta llegar a las 780 miles de toneladas (kTm).

En 2006, las entregas de GLP envasado (excluido el

de automoción) representaron el 62,25% del total del

consumo (63,3% en 2005). El 99,85% de las mismas

se realizaron mediante envases de más de 8 kg,

quedando reducida la participación de los enva-

ses «populares» (menos de 8 kg) al 0,15% de las

entregas.

La participación del GLP a granel, excluido el de

automoción, en el total del consumo nacional fue del

21,64%, mientras que el consumo de GLP canalizado

representó el 15,48% del total.

Finalmente, el GLP de automoción representó el

restante 0,63%. Las entregas de GLP auto se repartieron

de la siguiente forma: 68,31% a granel y 31,69% en

envases.

En cuanto al reparto geográfico del consumo en 2006, al

igual que el año anterior, la comunidad autónoma de

Andalucía fue la que registró una mayor demanda, con

431,95 miles de toneladas (kTm), seguida de la

Comunidad Valenciana (251,74 kTm) y Cataluña

(224,64 kTm).

En relación al consumo de GLP auto hay que destacar

que el número de instalaciones de suministro de GLP

273

Petr

óleo

2005 2006

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

Envasado Granel

19911990 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003

Gráfico 6.2.5. Evolución anual del consumo de GLP. Años 1990-2006

Datos en millones de toneladas



a vehículos se redujo en 2006 hasta las 28 estaciones

de servicio desde las 29 existentes en 2005. Esta cifra

es marginal en relación al total de puntos de venta de

carburantes existentes en España (más de 8.800 en

2006).

En cuanto al balance de importaciones y exportaciones,

en el año 2006 se importaron 901 kTm de GLP, un

10,5% menos que en 2005. Los principales orígenes de

estas importaciones fueron Argelia (37,7%), Arabia

Saudí (14,2%) y Guinea (8,35%).

Las exportaciones de GLP también disminuyeron en

el año 2006 en un 22%, pasando de 77 kTm en 2005

a 60 kTm en 2006. Su principal destino fue Portu-

gal, país al que se dirigió el 71,1% del total de

exportaciones.

274

Petr

óleo

Envasado62,25%

Granel21,64%

Automoción0,63%

Canalizado15,48%

Gráfico 6.2.6. Desglose del consumo de GLP por

segmentos en España. Año 2006

Datos en porcentaje

Fuente: CNE.

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Mel

illa

Ceut

a

La R

ioja

Nava

rra

Cant

abria

Astu

rias

País

Vas

co

Arag

ón

Mur

cia

Extr

emad

ura

Cana

rias

Cast

illa-

La M

anch

a

Bale

ares

Cast

illa

y Le

ón

Mad

rid

Galic

ia

Cata

luña

Com

unid

ad V

alen

cian

a

Anda

lucí

a

Gráfico 6.2.7. Ventas de GLP por Comunidad Autónoma. Año 2006


Fuente: CNE.


Existen siete compañías con capacidad de almace-

namiento y/o envasado de GLP en España: REPSOL

BUTANO, CEPSA GAS LICUADO, DISAGAS,

SHELL GAS ESPAÑA, TOTALGAZ ESPAÑA, ATLAS

y KOALAGAS.

El sistema de almacenamiento de REPSOL BUTANO está

formado en la actualidad por 19 factorías de

almacenamiento y envasado, además de 4 instalaciones

para el abastecimiento de propano a granel (Ibiza, Mahón,

La Seo de Urgel y Navalmoral de La Mata). Aquéllas que

se encuentran situadas cerca de las refinerías reciben el

producto por tubería; las ubicadas en el litoral se abastecen

por mar y las de interior por ferrocarril o carretera. La

capacidad total de almacenamiento de REPSOL

BUTANO es de 545,78 miles de m3. El volumen de

producto almacenado a 31 de diciembre de 2006 ascendía

a 290,63 miles de m3.

275

Petr

óleo

Repsol Butano (22) BP Oil (1)

GALP ENERGÍA ESPAÑA (3)AGIP (2)

Gráfico 6.2.8. EE.SS. de suministro GLP auto

Fuente: CNE.


Por su parte, CEPSA GAS LICUADO cuenta con 11

instalaciones de almacenamiento y trasvase de producto,

en 8 de las cuales se envasan botellas de butano, de

propano y de GLP automoción. La capacidad total de

almacenamiento asciende a 8.248 m3 y la capacidad total

de llenado de envases supera los 1,7 millones de m3.

ATLAS, filial del Grupo CEPSA, dispone de plantas de

almacenamiento y envasado en las Ciudades Autónomas

de Ceuta y Melilla, con una capacidad de

almacenamiento de 1.570 m3 y 1.250 m3, respec-

tivamente. El volumen de producto almacenado a 31 de

diciembre de 2006 ascendía a 865 m3.

276

Petr

óleo

Portugal71,1%

ExportacionesArgelia37,7%

EEUU6,2%

Otros27,7%

Arabia Saudi14,2%

Importaciones

Reino Unido5,9%

Francia26,4%

Andorra2,5%

Guinea8,4%

Consumo Producción Importaciones Exportaciones

350

300

250

200

150

100

50

0

Ene-

00Ab

r-00

Jul-

00Oc

t-00

Ene-

01Ab

r-01

Jul-

01Oc

t-01

Ene-

02Ab

r-02

Jul-

02Oc

t-02

Ene-

03Ab

r-03

Jul-

03Oc

t-03

Ene-

04Ab

r-04

Jul-

04Oc

t-04

Ene-

05Ab

r-05

Jul-

05Oc

t-05

Ene-

06Ab

r-06

Jul-

06Oc

t-06

Gráfico 6.2.9. Balance importación-exportación de GLP en España. Años 2000-2006

Datos en miles de toneladas y porcentaje



DISAGAS dispone de tanques de almacenamiento en

todas las islas del archipiélago canario, con una

capacidad total de almacenamiento de propano y butano

de 16,08 miles de m3. A 31 de diciembre de 2006

almacenaba en dicha instalación 5,9 miles de m3.

TOTALGAZ ESPAÑA cuenta con un centro de

almacenamiento en la localidad barcelonesa de Puig-

Reig cuya capacidad asciende a 500 m3.

SHELL GAS ESPAÑA disponía de un centro de

almacenamiento y distribución de GLP en Tarragona

con una capacidad de 103 m3. En Abril de 2007 la

compañía fue adquirida por el Grupo RUBIS y operará

en España bajo el nombre de VITOGAS.

Por último, KOALAGAS (sociedad participada a partes

iguales por PRIMAGAZ y DECAL) posee una planta de

importación y almacenamiento en el puerto de

Barcelona, con una capacidad de 4.000 m3. El volumen

almacenado a 31 de diciembre de 2006 era de 3.541 m3.

El principal operador de GLP es el Grupo REPSOL YPF

a través de su filial REPSOL BUTANO, S.A., En el año

2006 ostentó una cuota total de mercado (excluido

canalizado) del 73,3% que, desglosada por segmentos,

fue del 77,7% en envasado y del 60,7% en granel. En el

gráfico 6.2.11 se observa el reparto del restante 26,7%

entre las demás compañías. El segundo y tercer operador

son el Grupo CEPSA (CEPSA GAS LICUADO y

ATLAS) y el Grupo DISA, cuyas cuotas totales

277

Petr

óleo

GIJÓN

MÉRIDA

ATLAS 2

REPSOL BUTANO 19TOTALGAZ ESPAÑA 1SHELL GAS ESPAÑA 1KOALAGAS 1DISA 7CEPSA 11

OLMOS

VENTA DE BAÑOS

GAJANO SANTURCE

Mª DE HUERVA

TARRAGONA

MONTORNES

BARCELONA

ALCUDIA

IBIZA

CASTELLÓN

PATERNA

ALICANTE

CARTAGENA

ESCOMBRERAS

SAN ROQUE

MELILLACEUTA

PALOS DE MOGUER CÁRTAMA

PELIGROS

DOS HERMANAS

PUERTOLLANO

LINARES

CEBOLLAPINTO

VICÁLVARO

SAN FERNANDO

ZUERA

FERROCARRIL

CAMIÓN CISTERNA

ISLAS CANARIAS

BENS

N.°Compañías inst.

60

50

40

30

20

10

0

%

Importación Refinerías

70

Gráfico 6.2.10. Logística primaria de almacenamiento/envasado

Fuente: CNE.


(excluido canalizado) de mercado en 2006 se situaron en

el 14,3% y el 5,6%, respectivamente.

A diferencia de lo ocurrido el año anterior, la

penetración de los operadores competidores del Grupo

REPSOL YPF fue mayor en el segmento del GLP

envasado que en el de granel. En el segmento de

envasado, el Grupo CEPSA continuó aumentando su

cuota de mercado hasta alcanzar el 15,7 %.

REPSOL YPF realiza la distribución de GLP en todas

sus modalidades en Península y Baleares. Para el

reparto de envases cuenta con una red de aproxi-

madamente 700 agencias que llega a 10 millones de

clientes. DISAGAS realiza la distribución de GLP,

tanto envasado como a granel, en las Islas Canarias.

La actividad comercial de GLP envasado del Grupo

CEPSA, se realiza a través de una red de más de 100

distribuidores. El propano y butano envasado se

comercializa en las comunidades autónomas de

Andalucía, Murcia, Valencia, Galicia, Madrid,

Aragón, Navarra, Cantabria, Castilla-La Mancha,

Extremadura, Asturias y Castilla y León. Asimismo,

comercializa principalmente GLP envasado a través de

su filial ATLAS, S.A., en las Ciudades Autónomas

de Ceuta y Melilla.

278

Petr

óleo

Envasado Granel

BP Oil España2,0%

Shell Gas0,3%

Grupo Cepsa*15,7%

Otros20,1%

Grupo Repsol77,7%

Disagas7,5%

Grupo Repsol60,7% Grupo Cepsa*

11,7%

Otros1,5%

Disagas5,0%

Repsol Butano73,3%

Primagaz1,4%

Atlas0,3%

Disagas5,6%

Cepsa Gas Licuado14,3%

Totalgaz0,4%

Galp Energía España2,3%

Gráfico 6.2.11. Cuota de mercado de GLP, excluido canalizado en España. Año 2006

Datos en porcentaje

(*) CEPSA GAS LICUADO + ATLAS

Fuente: CNE.


6.3. Precios del GLP envasado

Tras un período de «congelación», por el plazo de un

año, del precio máximo de venta al público, antes de

impuestos, de los envases de GLP con contenido igual o

superior a 8 kg, la Orden Ministerial de 6 de octubre de

2000 estableció un nuevo sistema de determinación

automática de dicho precio, quedando éste fijado en

58,8211 c /kg a partir del 1 de octubre de 2000.

Posteriormente, con aplicación a partir del 1 de abril de

2002, la Orden ECO/640/2002, de 22 de marzo,

estableció un nuevo sistema de determinación de precios

máximos antes de impuestos y actualizó los cos-

tes de comercialización. Por su parte, la Orden

ITC/2475/2005, mantiene en esencia el mismo sistema

de determinación del precio máximo, pero reduciendo

de doce a seis meses el período temporal de referencia

de las variables internacionales y de semestral a

trimestral la periodicidad de revisión del precio

mediante Resoluciones del Director General de Po-

lítica Energética y Minas. Finalmente, la Orden

ITC/2065/2006, de 29 de junio, recoge la actualización

anual de los costes de comercialización que forman

parte de la fórmula de cálculo de los mencionados

precios máximos.

El cuadro 6.3.1 muestra los precios resultantes de las

actualizaciones del precio máximo del GLP envasado

derivadas de las citadas normas, con indicación de las

variaciones porcentuales de cada precio en relación al

anteriormente vigente.

En concreto, durante el año 2006, se produjeron cuatro

actualizaciones. En los meses de diciembre de 2005 y

marzo de 2006, en aplicación todavía de la Orden

ITC/2475/2005, se fijaron los nuevos precios má-

ximos antes de impuestos aplicables a partir del

279

Petr

óleo

Período Precio antes impuestos Variaciónde aplicación (c €/kg) (%)

Orden Ministerial de 6 de octubre de 2000 oct 00/mar 01 58,8211 17,4%abr 01/sep 01 65,1377 10,7%oct 01/mar 02 63,3707 –2,7%

Orden ECO/640/2002 de 22 de marzo abr 02/sep 02 59,1207 –6,7%oct 02/mar 03 55,9846 –5,3%abr 03/sep 03 59,6479 6,5%oct 03/mar 04 60,5561 1,5%abr 04/sep 04 57,5830 –4,9%oct 04/mar 05 59,1167 2,7%abr 05/jul 05 64,0600 8,4%

Orden ITC/2475/2005 de 28 de julio ago 05/sep 05 67,6619 5,6%oct 05/dic 05 70,3291 3,9%ene 06/mar 06 77,5516 10,3%abr 06/jun 06 85,1952 9,9%

Orden ITC/2065/2006 de 29 de junio jul 06/sep 06 83.7188 -1,7%oct 06/dic 06 81,1753 -3,0%

Fuente: CNE.

Cuadro 6.3.1. Evolución del precio antes de impuestos del GLP envasado > 8 kgDatos en c€/kg y en porcentaje


1 de abril y 1 de julio, que fueron 77,5516 c /kg

y 85,1952 c /kg respectivamente, lo que supuso

una subida del precio del 10,3% en el primer caso

y del 9,9% en el segundo, como consecuencia del

incremento de las cotizaciones internacionales de ma-

teria prima y fletes.

Con la entrada en vigor de la Orden ITC/2065/2006

(sobre cuyo proyecto la CNE emitió su preceptivo

informe 19/2006, Ref. web: 82/2006), que incorporó

una subida del 3,70% del término C, el nuevo precio

máximo quedó fijado en 83,7188 c /kg, disminuyendo

hasta los 81,1753 c /kg (desde el 1 de octubre de 2006

hasta el 31 de diciembre de 2006) con ocasión de la

aprobación de la primera Resolución trimestral de

actualización dictada en desarrollo de la citada Orden

ITC, que recoge un descenso de las cotizaciones

internacionales de la materia prima.

En cuanto a los impuestos, la Ley 22/2005, de 18 de

noviembre, por la que se incorporan al ordenamiento

jurídico español diversas directivas comunitarias en

materia de fiscalidad de productos energéticos, eliminó

la preexistente diferenciación entre GLP para uso

general y para automóviles de servicio público,

quedando sólo la categoría de uso general, cuyo

impuesto pasó de ser 125 /Tm a 57,47 /Tm. Por su

parte, permaneció el tipo cero para el GLP destinado a

usos distintos a los de carburante.

El gráfico 6.3.2 representa el precio máximo de venta al

público de la botella de 12,5 kg de GLP en Península y

Baleares desglosado en sus distintos componentes. El

promedio del componente «comercialización», definido

como diferencial entre el precio máximo de venta antes

de impuestos y el coste de materia prima (calculado

como cotización internacional del mes de referencia más

280

Petr

óleo

€/k

g

1,05

0,95

0,85

0,75

0,65

0,55

0,45

0,35

0,25

12,0

11,0

10,0

9,0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

€/b

otel

la 1

2,5

kg

Sep-

96Di

c-96

Mar

-97

Jun-

97Se

p-97

Dic-

97M

ar-9

8Ju

n-98

Sep-

98Di

c-98

Mar

-99

Jun-

99Se

p-99

Dic-

99M

ar-0

0Ju

n-00

Sep-

00Di

c-00

Mar

-01

Jun-

01Se

p-01

Dic-

01M

ar-0

2Ju

n-02

Sep-

02Di

c-02

Mar

-03

Jun-

03Se

p-03

Dic-

03M

ar-0

4Ju

n-04

Sep-

04Di

c-04

Mar

-05

Jun-

05Se

p-05

Dic-

05M

ar-0

6Ju

n-06

Sep-

06Di

c-06

€/botella €/kg

Sistema de preciosmáximos (16/07/1998)

Sistema de precios máximos(OM de 22/03/2002)

Congelación PVP6,43€ (1.070 ptas.)

Sistema de preciosmáximos (31/07/1997)

Sistema de precios máximos(OM de 6/10/2000)

El tipo de IVA pasadel 7% al 16%

Congelación PVP 6,70€ (1.115 ptas.)

Actualizaciòn costescomercialización

(Orden ITC/2065/2006)

Actual sistema deprecios màximos

(Orden ITC/2475/2005)

Gráfico 6.3.1 Evolución del PVP del GLP envasado > 8 kg en Península y Baleares

Datos en €/botella 12,5 kg y €/kg

Fuente: CNE.


281

Petr

óleo

Producto Impuesto especial (€/Tm) Tipo impositivo IVA (%)

Península y BalearesGLP (para usos distintos a los de carburante) — 16 (1)GLP (carburante uso general) (3) 57,47 16 (1)

Producto Impuesto especial (€/Tm) Tipo impositivo IGIC (%) (2)

CanariasPropanos y butanos 0,5 —

Producto Gravamen complementario (€/l) Tipo impositivo IPSI (%)

CeutaPropanos y butanos 0,0 3

Producto Gravamen complementario (€/l) Tipo impositivo IPSI (%)

MelillaPropanos y butanos 0,0 7

(1) Aplicable a partir del 01/01/2002 para el GLP envasado (Ley 24/2001, de 27 dic, de Medidas Fiscales, Administrativas y delOrden Social). Desde oct-99 se venía aplicando el tipo reducido de IVA del 7%.

(2) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 01/01/2002, la exención del IGIC (anteriormente 2%) a las entregas o importaciones deproductos derivados del petróleo.

(3) La Ley 22/2005 elimina la preexistente diferenciación entre GLP para uso general y para automóviles de servicio público,quedando sólo la categoría de uso general, cuyo impuesto pasa de ser 125 €/Tm a 57,47 €/Tm.

Fuente: CNE.

Cuadro 6.3.2. Impuestos aplicables al GLP

Precio materia prima + flete (1) Comercialización (2) Impuestos PVP oficial

0

2

4

6

8

10

12

14

€/b

otel

la d

e 12

,5 K

g

0

2

4

6

8

10

12

14

ene-

99

may

-99

sep-

99

ene-

00

may

-00

sep-

00

ene-

01

may

-01

sep-

01

ene-

02

may

-02

sep-

02

ene-

03

may

-03

sep-

03

ene-

04

may

-04

sep-

04

ene-

05

may

-05

sep-

05

ene-

06

may

-06

sep-

06

ene-

07

Gráfico 6.3.2. Desglose del PVP de la botella de 12,5 kg en Península y Baleares

Datos en €/botella 12,5 kg

(1) Cotización internacional del mes de aplicación y flete del mes precedente.(2) Precio final – (precio materia prima + flete) – impuestos. Incluye márgenes de operador y comercializador.

Fuente: CNE.


el flete del mes precedente), correspondiente al período

comprendido entre octubre de 2000 y el mes de marzo de

2007 se sitúa en 0,31 /kg, habiéndose registrado su

valor mínimo en noviembre de 2000 (0,14 /kg) y su

valor máximo en abril de 2006 (0,44 /kg). En 2006 este

componente experimentó un crecimiento en el primer

semestre del año, iniciando el año con los 0,26 /kg

registrados en enero hasta los 0,43 /kg de junio.

A partir del segundo semestre la tendencia es lige-

ramente decreciente, finalizando el año con un valor

de 0,39 /kg.

El PVP máximo aplicado a los envases de más de 8 kg

en Península y Baleares fue superior, durante todo el

año 2006, al precio de venta del GLP a granel a

consumidor final (excepto en el mes de febrero) y al

PVP del GLP de automoción a granel (excepto en

el mes de marzo).

282

Petr

óleo


Envasado > 8 kg Granel consumidor final Automoción granel

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

€/k

g

Gráfico 6.3.3. Comparación por canal del PVP del GLP en Península y Baleares. Año 2006

Datos en €/kg.

Fuente: CNE.


Medio ambiente

05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 283


El impacto de la generación de energía eléctrica sobre el

medio ambiente se manifiesta fundamentalmente a tra-

vés de la emisión de sustancias contaminantes a la

atmósfera, objeto principal de este apartado. Asimismo,

se destaca en este epígrafe el almacenamiento de resi-

duos procedentes de las centrales nucleares españolas.

1.1. Emisiones de las grandes instalacionesde combustión existentes

Las GIC, grandes instalaciones de combustión, se defi-

nen como fuentes fijas de combustión con potencia tér-

mica igual o superior a 50 MW y que corresponden a

ciclos de vapor.

Los límites de emisión de SO2 y NOx (sustancias proce-

dentes principalmente de las centrales térmicas y de las

refinerías) a que se encuentran sujetas estas instalaciones

de combustión, se encuentran regulados en la Directiva

2001/80/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre

limitación de emisiones a la atmósfera de determinados

agentes contaminantes procedentes de grandes instalacio-

nes de combustión, transpuesta a la regulación española

mediante el Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo.

Vamos a considerar en este epígrafe las emisiones de ins-

talaciones de generación en régimen ordinario, es decir,

centrales térmicas convencionales (de carbón nacional e

importado y de fuel-gas) y centrales de ciclo combinado,

tanto peninsulares como extrapeninsulares. Las emisiones

de SO2 procedentes de estas instalaciones se han reducido

claramente, lo mismo que las de NOx, aunque la reducción

de estas emisiones sea algo menor. Todo ello aún a pesar

del incremento de participación en al producción de cen-

trales de ciclo combinado, que ya suponen un 28% de la

producción bruta nacional en régimen ordinario, y cuyas

emisiones específicas de NOx son similares a las de las

centrales de fuel o mixtas, aunque estas últimas han dis-

minuido en cuanto a la participación en la producción total

(un 2,28% respecto al 2005), lo cual ha compensado el

incremento de las emisiones de NOx procedentes de las

citadas centrales de ciclo combinado. Por otra parte, el año

2006 ha sido un buen año en pluviometría, lo cual ha per-

mitido incrementar la generación hidráulica, reduciendo la

procedente del carbón, con la consiguiente reducción de

emisiones que ello conlleva.

Por tanto, tal y como puede observarse en el gráfico

1.1.1, que refleja emisiones acumuladas, las emisiones

1. Electricidad

285

Med

io a

mbi

ente

Ener

gía

(TW

h)

500

750

1.000

1.250

1.500

1.750

2.000

40

60

80

100

120

140

160

180

Emis

ión

(kt

SO2

y N

Ox)

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

l

SO2 NOx Energía

Gráfico 1.1.1. Evolución de las emisiones de instalaciones de generación en régimen ordinario

Fuente: CIEMAT y elaboración propia.


conjuntas de ambos contaminantes han ido decreciendo

a lo largo del período analizado en relación al incre-

mento de la producción.

A continuación, el gráfico 1.1.2 muestra la evolución de

las emisiones de dióxido de carbono, dióxido de azufre,

partículas y CO2, durante el período 1990-2006.

En los gráficos 1.1.3 y 1.1.4 se observa la distribución

de emisiones por tipo de centrales durante el año 2006.

Así, las instalaciones más contaminantes en cuanto a

emisiones de SO2 son las que consumen lignito. En lo

relativo a las emisiones de NOx, son las centrales que

utilizan hulla y antracita autóctona las que producen

mayor proporción de emisiones.

Se muestran a continuación los porcentajes en los que la

generación eléctrica procedente de las instalaciones de

régimen ordinario produce emisiones de otros elementos

contaminantes, como son las partículas y el CO2. Son las

centrales consumidoras de hulla y antracita las que con-

tribuyen en mayor medida a su emisión.

286

Med

io a

mbi

ente

kt C

O2

kt N

Ox, S

O 2 y

par

tícu

las

0 0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

CO2 SO2 NOx Partículas

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gráfico 1.1.2. Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicas. Período 1990-2006

Fuel / Gas3%

Carbón deimportación

6%

Lignito pardo41%

Lignito negro23%

CCTG0%

Hulla + Antracita27%

Gráfico 1.1.3. Emisiones de SO2 en instalaciones de régimen ordinario

Fuente: CIEMAT y CNE.



287

Med

io a

mbi

ente

CCTG26%

Fuel / Gas4%


Lignito negro13%


10%

Lignito pardo7%

Gráfico 1.1.4. Emisiones de NOx en instalaciones de régimen ordinario



12%

Lignito pardo17%

Lignito negro15%


CCTG5%

Fuel / Gas3%

Gráfico 1.1.5. Emisiones de partículas en instalaciones de régimen ordinario



Fuel / Gas8%

Lignito negro9%

Lignito pardo14%


14%

CCTG24%

Gráfico 1.1.6. Emisiones de CO2 en instalaciones de régimen ordinario



1.2. Emisiones de contaminantes porsectores

La clasificación de emisiones contaminantes por secto-

res, muestra que es el transporte el sector principalmen-

te contaminante en cuanto a NOx (40% del total). Este

lugar lo ocupa el sector energético en el caso del SO2,

con el 81% de las emisiones.

En cuanto a las emisiones de CO2, la mayor proporción

de emisiones procede de los sectores de transporte y de

transformación de la energía.

La estructura de emisión de CO2 por sectores en España

es muy similar a la existente en el conjunto de la Unión

Europea, como se observa en el gráfico 1.2.4. Esta dis-

tribución apenas ha experimentado variación respecto a

los datos del ejercicio anterior.

1.3. Residuos nucleares

Los elementos combustibles irradiados almacenados

temporalmente en las piscinas de las centrales nucleares

españolas a finales del año 2006, suman un total de

10.581. El porcentaje de ocupación total es del 66,90%.

288

Med

io a

mbi

ente

Manufacturay construcción23%

Energía24%

Transporte40%

Otros13%

Gráfico 1.2.1. Emisiones de NOx por sectores

Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2005.

Manufacturay construcción

9%Energía81%

Transporte3%

Otros7%

Gráfico 1.2.2. Emisiones de SO2 por sectores



289

Med

io a

mbi

ente

Transporte28%

Otros19%


Energía34%

Gráfico 1.2.3. Emisiones de CO2 por sectores


Transporte24%


Otros27%

Energía33%

Gráfico 1.2.4. Emisiones de CO2 por sectores. Europa

Fuente: EEA. Datos referidos a la Europa de los 15 en 2005.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

J. Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes VandellósII

Trillo ATI* deTrillo

Capacidad ocupada Capacidad libre * Almacén temporal individual

Gráfico 1.3.1. Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31/12/06)

Fuente: Consejo de Seguridad Nuclear. Informe al Consejo de los Diputados y al Senado. Año 2006.


El gráfico 1.3.1 muestra el grado de ocupación en ele-

mentos irradiados de las centrales nucleares españolas.

1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15

El siguiente mapa muestra, para los Estados Miembros

de la UE-15, las emisiones de CO2 medidas por habitan-

te y año. Se observa que los países de la zona norte de

Europa (excepto Suecia) son los más emisores en mate-

ria de CO2, con la emisión a la atmósfera de cantidades

superiores a las 2,5 toneladas de carbono por habitante y

año. En general, son los países del sur de Europa los que

menos CO2 emiten. Este comportamiento tan desigual

entre los Estados Miembros, se debe al «mix» de tecno-

logías existente en cada país, en la medida en que hay

centrales que producen más CO2 que otras, al grado de

desarrollo económico y a las bajas temperaturas regis-

tradas en el norte de Europa.

290

Med

io a

mbi

ente

PORTUGAL1,6 ESPAÑA

2,4

DINAMARCA2,5

BÉLGICA3,0

HOLANDA2,8

REINO UNIDO2,5

IRLANDA3,0

FRANCIA1,8

ALEMANIA2,6

FINLANDIA2,8

SUECIA1,4

ITALIA2,2

AUSTRIA2,4

GRECIA2,5

LUXEMBURGO6,1

0 a 2 tC/hab./año

2,1 a 2,5 tC/hab./año

2,6 a 3 tC/hab./año

3,1 o más tC/hab./año

Gráfico 1.4.1. Índice de emisiones de CO2 por habitante en los países de la UE-15

Fuente: Inventarios nacionales y elaboración propia. Año 2005.


2.1. El efecto invernadero: dióxido decarbono y metano

Los gases originados por la actividad humana que pro-

vocan el calentamiento global del planeta por el conoci-

do efecto invernadero son fundamentalmente: CO2,

CH4, NOx, compuestos clorofluorocarbonados (CFC’s)

y vapor de agua. La contribución del CO2 es la más

importante y representa un 68%, seguida del metano con

un 19%. Este último es aún más potente que el CO2,

pero sus moléculas tienen un período de vida en la

atmósfera más corto (ver gráfico 2.2).

En España, en el año 2005 la totalidad de las emisiones de

gases de efecto invernadero alcanzaron los 440.649 kilo-

toneladas equivalentes de CO2, de los cuales la emisión de

CO2 como tal supuso el 83,6%, mientras que el metano fue

el segundo en importancia, con un 8,5% (gráfico 2.3).

Las emisiones de metano procedentes de la actividad

del hombre tienen dos fuentes principales: la ganade-

ría y los arrozales (alrededor del 50% entre ambas,

según gráfico 2.4). Otras fuentes importantes son la

biomasa (procesos de combustión), la minería del

carbón, gas natural y petróleo, los vertederos y el tra-

2. Gas

291

Med

io a

mbi

ente

Kg C

O 2/G

J

0

20

40

60

80

100

120

Lignito Antracita Fuel oil Gasóleo Gas natural

102

91,3

78,573,3

55,9

Gráfico 2.1. Emisiones de CO2 por combustión de distintos combustibles fósiles

Fuente: Eurogas.

NOx

7%

CH4

19%

CFC‘s6%

CO2

68%

Gráfico 2.2. Influencia de la actividad humana en el efecto invernadero

Fuente: Eurogas.


tamiento de los residuos sólidos urbanos. Las fugas y

pérdidas de gas natural suponen el 10% de las emi-

siones mundiales anuales de metano producidas por

el hombre (7% de todas las emisiones de metano

incluyendo las de origen natural). Se estima que el

hombre es responsable del 70% de las emisiones

totales de CH4.

El sistema de suministro de gas natural de Europa

occidental está considerado como uno de los más lim-

pios, seguros y eficientes de los sistemas de suminis-

tro de combustible del mundo. Las fugas medias esti-

madas son de alrededor del 0,7% del total suministra-

do, lo cual supone que dicha zona es únicamente res-

ponsable de un 2% del total de metano emitido a la

atmósfera como consecuencia de la actividad humana.

Todo esto sin tener en cuenta que aproximadamente un

25% de las fugas se oxida en el terreno antes de salir

a la atmósfera.

En España, para el año 2006, las mermas y autocon-

sumos de gas natural del sistema gasista se estiman

205 Mm3 (n), cuya equivalencia en energía es de

2.383 GWh. Esta cantidad supone el 0,55% de las

entradas al sistema gasista. Si no se consideran los

autoconsumos (en estaciones de compresión, plantas

de regasificación, etc.), las emisiones se situarían en

cifras inferiores a 140 Mm3 (n), lo que supondría

unas emisiones inferiores al 0,4% del gas introduci-

do en el sistema gasista español. Esta eficiencia en

emisiones respecto a la media de los países europeos

se debe por la relativa modernidad del sistema gasis-

ta español.

2.2. Combustión del gas natural

De los combustibles fósiles, por su composición quí-

mica el gas natural es el más limpio en su combustión.

En este proceso, al igual que en la combustión del resto

de combustibles fósiles, se produce principalmente

CO2 y vapor de agua. El motivo de la calificación de

«más limpio» es debido a que en el gas natural la pro-

porción hidrógeno/carbono es mayor que en el resto de

combustibles:

292

Med

io a

mbi

ente

CO2

83,6%

N2O6,7%

CH4

8,5%

CFC1,3%

Gráfico 2.3. Distribución de las emisiones de gases de efecto invernadero de España en el año 2005

Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.


— Gas natural (Metano): H/C = 4/1 = 4

— Petróleo (Decano): H/C = 22/10 = 2,2

— Carbón (Coroneno): H/C = 12/24 = 0,5

Esto conlleva unas emisiones de CO2 producto de la

combustión un 25-30% menores que en el caso del

petróleo, y un 40-50% menores en el caso del carbón,

por unidad de energía producida (ver gráfico 2.1).

En las dos últimas décadas se han desarrollado para su

utilización final equipos y nuevas tecnologías con eleva-

dos rendimientos, sobre todo en generación eléctrica.

Teniendo en cuenta las altas eficiencias de los procesos

de combustión del gas natural y las avanzadas tecnolo-

gías de recuperación de calor en los mismos, es todavía

mejor el rendimiento de energía final obtenida en rela-

ción a los contaminantes.

Un ejemplo claro de lo anterior se presenta en la

siguiente comparación: una central de ciclo combinado

emitirá, para la misma electricidad producida, aproxi-

madamente un 35%-40% del CO2 que se emitiría con

una central de carbón.

Además, al ser un gas, el empleo de gas natural favore-

ce la combustión completa y un mejor control de la tem-

peratura de combustión, siendo el combustible que

menos cantidad NOx emite a la atmósfera.

Otra ventaja que ofrece la forma gaseosa del gas natural

es la facilidad que presenta para la retirada de su com-

posición de componentes del azufre, que en combustión

producen SO2. Si además el suministro del gas natural se

efectúa a través de gas natural licuado (GNL), el por-

centaje de azufre en la composición del gas natural se

limita a trazas (se retira en el proceso de licuación), la

formación de óxidos de azufre es prácticamente nula.

2.3. La lluvia ácida: óxidos de azufre ynitrógeno

Los óxidos de nitrógeno (NOx) y el dióxido de azufre

(SO2) son compuestos que, liberados en la atmósfera,

producen la denominada lluvia ácida. Ésta tiene efectos

293

Med

io a

mbi

ente

Carbón11%

Gas natural10%

Residuos urbanos7%

Petróleo7%

Ganadería29%

Arrozales17%

Vertederos8%

Combustión biomasa11%

Gráfico 2.4. Distribución de fuentes de emisión de metano procedentes de actividades humanas

Fuente: Eurogas.


en el medio ambiente tales como la deforestación o dis-

minución significativa de determinadas especies anima-

les en las zonas de alta concentración de dichos com-

puestos. De estos dos compuestos, el SO2 es el que con-

tribuye principalmente a la lluvia ácida.

El gas natural apenas contiene azufre en su composición

y por lo tanto sus emisiones de SO2 son insignificantes,

sobre todo si se comparan con las derivadas de la com-

bustión de carbón y petróleo (gráfico 2.5). En cuanto a

las de los óxidos de nitrógeno son también menores,

sobre todo con la utilización de tecnología de quemado-

res de bajo NOx.

2.4. Calidad del aire

Aparte de las menores emisiones de CO2, SO2 y NOx

que se acaban de comentar, el gas natural contiene una

reducida cantidad de compuestos orgánicos volátiles,

que son los principales responsables de la formación de

nieblas urbanas y ozono a nivel del suelo. No produce

cenizas, polvo, ni residuos sólidos.

294

Med

io a

mbi

ente

Valo

res

rela

tivo

s al

gas

óleo

SO2 NOx

Carbón Fueloil Gasóleo Gas natural Carbón Fueloil Gasóleo Gas natural0

1

2

3

4

5

6

5

3,3

1

0,1

2,4

1,5

10,6

Gráfico 2.5. Emisiones de SO2 y NOx

(Calderas industriales sin proceso de limpieza de humos)

Fuente: Eurogas.


3.1. Convenios internacionales sobrecontaminación marina

España es una Parte Contratante activa en diversos con-

venios y organizaciones internacionales en relación con

los temas de contaminación marina. A continuación se

indicarán de forma resumida las acciones que se han

tomado en el transcurso del año 2006 en dichos conve-

nios y organizaciones.

3.1.1. Convenio OSPAR

El Convenio OSPAR es el instrumento por el cual se rigen

los países ribereños del Océano Atlántico Europeo para

llegar a acuerdos comunes en materia de contaminación

marina. Consta de cinco anexos relativos a contaminación

de origen terrestre, vertidos e incineración, fuentes offs-

hore, evaluación de la calidad del medio marino y con-

servación de los ecosistemas y diversidad biológica. La

CNE ha tenido delgada hasta 2005 la presidencia de

España en el Comité de la Industria Offshore.

Se ha delegado en la CNE la recogida y elaboración de

datos para el Convenio OSPAR. A requerimiento del

Ministerio de Medio Ambiente, la CNE procedió

durante los años 2002 a 2006 la recogida y elaboración

de los datos e información que España reporta periódi-

camente al Convenio OSPAR en relación con las des-

cargas y emisiones de las instalaciones offshore en el

área del Convenio OSPAR correspondientes a los años

2001 a 2005, respectivamente. Igualmente la CNE

remitió los informes de implementación en relación

con las nuevas medidas adoptadas en las últimas reu-

niones del Convenio.

3.1.2. Convenio de Barcelona

El Convenio de Barcelona es un acuerdo mediante el

cual se establece una obligación general para adoptar las

medidas adecuadas para prevenir, reducir y eliminar la

contaminación en el mar Mediterráneo y proteger y

mejorar el medio ambiente marino en dicha zona. Se

desarrolla en base a protocolos que establecen las fuen-

tes de contaminación que deben controlarse: la contami-

nación por vertidos, procedente de buques, de activida-

des de exploración y explotación en la plataforma conti-

nental y en el fondo marino, la originada por fuentes

terrestres, etc.

En el Convenio también se tratan aspectos como la cola-

boración en caso de emergencias, la forma de realizar un

seguimiento de la contaminación, la colaboración en los

ámbitos científico y tecnológico, las responsabilidades y

compensaciones.

En relación con este Convenio, a solicitud de la

Dirección General de Costas cursada el 25 de octubre de

2006, la CNE completó el cuestionario sobre aplicación

del Protocolo relativo a la protección del mar

Mediterráneo contra la contaminación resultante de la

exploración y explotación de la plataforma continental,

del fondo del mar y su subsuelo (Protocolo Offshore,

Convenio de Barcelona), en 2004-2005, que remitió a

dicha Dirección General el 28 de diciembre de 2006.

3.1.3. Convenio de Londres

En 1972 se firma en Londres el «Convenio para la pre-

vención del vertimiento de desechos y otras materias»,

el cual entró en vigor en 1975. En 1996 se negoció un

Protocolo más restrictivo que sustituye al anterior para

las Partes Contratantes que lo hayan firmado, entre

ellas España.

El Convenio de Londres es el instrumento por el cual se

rigen los países ribereños de los diferentes mares y océ-

anos para llegar a acuerdos comunes en materia de con-

taminación.

3. Petróleo

295

Med

io a

mbi

ente


Este Convenio controla y regula a nivel mundial la eva-

cuación en el mar de desechos y otras materias (inclui-

dos buques y unidades offshore). Regula la evacuación

de ciertas substancias de las que se sabe que son espe-

cialmente perjudiciales para el medio ambiente (como

los compuestos orgánicos halogenados, mercurio, cad-

mio, plásticos, hidrocarburos de origen mineral y dese-

chos radiactivos). El Convenio tiene asimismo disposi-

ciones concretas sobre el vertimiento de algunas mate-

rias que pueden suponer un riesgo para el medio marino

y para la salud humana. Además regula la incineración

de desechos a bordo de los buques.

3.1.4. Convenio Internacional de 29

de noviembre de 1969 sobre la

responsabilidad civil derivada de

daños debidos a la contaminación

de las aguas del mar por hidrocarburos

El Convenio Internacional sobre la responsabilidad civil

derivada de daños debidos a la contaminación de las

aguas del mar por hidrocarburos, suscrito en Bruselas el

29 de noviembre de 1969, y ratificado por España con

fecha de 8 de diciembre de 1975, entró en vigor, de

acuerdo con lo previsto en su artículo 15, el día 7

de marzo de 1976.

Mediante el Protocolo, hecho en Londres el 27 de

noviembre de 1992, se enmendó el Convenio

Internacional sobre responsabilidad civil derivada de

daños debidos a la contaminación de las aguas del mar

por hidrocarburos de 1969. España se adhirió a dicho

Protocolo el 6 de junio de 1995, y denunció simultánea-

mente el Convenio de 1969.

La entrada en vigor del Protocolo de 1992 ha implicado

cambios significativos respecto al Convenio de 1969,

para efectuar su implementación en España se publicó el

RD 1892/2004 de 10 de septiembre, por el que se dictan

normas para la ejecución del Convenio Internacional

sobre la responsabilidad civil derivada de daños debidos

a la contaminación de las aguas del mar por hidrocarbu-

ros. Este Real Decreto establece las reglas necesarias

para la ejecución del convenio enmendado y regula en

una única disposición los distintos aspectos relacionados

con la exigencia y el control por parte de la

Administración marítima de los certificados de seguro o

de garantía financiera emitidos, ejecutando lo estableci-

do en el Convenio Internacional sobre la responsabili-

dad civil derivada de daños debidos a la contaminación

de las aguas del mar por hidrocarburos, actualmente en

vigor.

3.1.5. Protocolo de 2003 relativo al Convenio

Internacional sobre la constitución

de un Fondo Internacional de

Indemnización de daños debidos a

contaminación por hidrocarburos,

1992, hecho en Londres el 16 de mayo

de 2003

El 2 de febrero de 2005 apareció publicado en

el Boletín Oficial del Estado el Instrumento de

Ratificación del Protocolo de 2003 relativo al Convenio

Internacional sobre la constitución de un Fondo

Internacional de Indemnización de daños debidos a con-

taminación por hidrocarburos, 1992, hecho en Londres

el 16 de mayo de 2003. Por ese Protocolo se constituye

un fondo complementario internacional para la indemni-

zación de daños ocasionados por contaminación, que se

denominará «Fondo complementario internacional de

indemnización de daños debidos a contaminación por

hidrocarburos, 2003».

Esta iniciativa se ha materializado tras el reconocimien-

to efectuado por varias Partes Contratantes de los

Convenios de Responsabilidad Civil y del Fondo de

1992 de considerar necesario disponer, con carácter

296

Med

io a

mbi

ente


urgente, de fondos adicionales para la indemnización

mediante la creación de un plan complementario al que

los Estados puedan adherirse si así lo desean.

El plan complementario intenta garantizar que las vícti-

mas de los daños debidos a contaminación por hidrocar-

buros sean indemnizadas íntegramente por sus pérdidas

o daños, y también aliviar las dificultades con que se

enfrentan las víctimas en los casos en que existe riesgo

de que la cuantía de indemnización disponible en virtud

de los Convenios de Responsabilidad Civil y del Fondo

de 1992 sea insuficiente para pagar íntegramente las

reclamaciones reconocidas y como consecuencia de ello

el Fondo internacional de indemnización de daños debi-

dos a contaminación por hidrocarburos, 1992, decida

provisionalmente que pagará solamente una parte de

toda reclamación reconocida.

3.2. Cambio climático

3.2.1. Evolución de los acuerdos de Kioto

Con objeto de luchar contra el cambio climático, en

1997 se firmó el Protocolo de Kioto, mediante el cual

las Partes Contratantes se comprometieron a reducir las

emisiones de gases de efecto invernadero, expresadas en

dióxido de carbono equivalente, al menos un 5,2% en el

período 2008-2012, respecto a los niveles de emisiones

del año base. El Protocolo entró en vigor el 16 de febre-

ro de 2005.

Los gases de efecto invernadero a los que hace referencia

el Protocolo de Kioto son los siguientes: dióxido de car-

bono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidro-

fluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexa-

fluoruro de azufre (SF6). El año base que se ha de tomar

como referencia para los tres primeros es el 1990, mientras

que el Protocolo permite a las Partes Contratantes escoger

entre 1990 y 1995 como año base para el resto.

La Comunidad Europea y sus Estados Miem-

bros ratificaron el Protocolo mediante la Decisión

2002/358/CE del Consejo, obligándose a reducir con-

juntamente sus emisiones de gases de efecto inverna-

dero un 8% en el período objetivo, respecto a los nive-

les de 1990. Los objetivos de limitación de emisiones

correspondientes a cada Estado Miembro en virtud de

dicha Decisión son muy diferentes, habiéndose acorda-

do que España pueda incrementar sus emisiones un

15% en el período 2008-2012.

El Protocolo de Kioto propone tres mecanismos flexi-

bles para facilitar el cumplimiento de los objetivos de

reducción de emisiones: el mecanismo de implementa-

ción conjunta, el mecanismo de desarrollo limpio y el

comercio de derechos de emisión.

De cara a la puesta en práctica de estos mecanismos en

la Unión Europea, se aprobaron dos directivas. La

Directiva 2003/87/CE, del Parlamento Europeo y del

Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se esta-

blece un régimen para el comercio de derechos de emi-

sión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y

por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del

Consejo, (apartado B) y la Directiva 2004/101/CE

del Parlamento Europeo y del Consejo de 27 de octubre

de 2004 por la que se modifica la anterior con respecto

a los mecanismos de proyectos del Protocolo de Kioto,

(apartado C). De acuerdo con la UNFCCC, a nivel inter-

nacional a 15 de marzo de 2007 se habían registrado 547

proyectos del mecanismo de desarrollo limpio y se habí-

an emitido 36.077.012 créditos. Se espera que a finales

de 2012 se hayan emitido 760.000.000 créditos.

También cabe destacar la adopción de la Decisión

280/2004/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de

11 de febrero de 2004, relativa a un mecanismo para el

seguimiento de las emisiones de gases de efecto inverna-

dero en la Comunidad y para la aplicación del Protocolo

297

Med

io a

mbi

ente


de Kioto y posteriormente la Decisión de la Comisión

2005/166/CE, de 10 de febrero de 2005, por la que se esta-

blecen disposiciones de aplicación de la Decisión anterior.

En 2005 la Comisión realizó un análisis a medio y largo

plazo de las implicaciones políticas, económicas y

sociales de sus compromisos internacionales en el docu-

mento es el COM(2005)35 final Comunicación de la

Comisión al Consejo, al Parlamento Europeo, al Comité

Económico y Social Europeo y al Comité de las Regio-

nes: «Ganar la batalla contra el cambio climático mun-

dial». Ese documento tiene la intención de servir de

referencia, en particular, para el debate sobre las estrate-

gias de reducción de las emisiones de gases de efecto

invernadero en virtud del Protocolo de Kioto.

Con objeto de hacer frente al impacto cada vez mayor de

la aviación en el cambio climático, la Comisión ha pro-

puesto incluir este sector en el mercado comunitario de

comercio de derechos de emisión, mediante la Propuesta

de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo por

la que se modifica la Directiva 2003/87/CE con el fin de

incluir las actividades de aviación en el régimen comu-

nitario de comercio de derechos de emisión de gases de

efecto invernadero (COM(2006)218 final y 2006/034

COD), publicada el 20 de diciembre de 2006. La

Comisión se ha decantado así por un instrumento comu-

nitario basado en el mercado prefiriéndolo a otras posi-

bles medidas financieras como impuestos o gravámenes.

Finalmente en 2006 se ha aprobado la Decisión de la

Comisión 2006/780/CE relativa a la forma de evitar el doble

cómputo de las reducciones de emisiones de gases de efec-

to invernadero en el régimen comunitario de comercio de

derechos de emisión en relación de actividades de proyectos

derivados del Protocolo de Kioto de conformidad con la

Directiva 2003/87/CE de la Comisión. Esta Decisión habi-

lita los mecanismos para una correcta contabilidad de los

créditos asociados a los mecanismos flexibles.

A) La duodécima Conferencia de las Partes

La duodécima sesión de la Conferencia de las Partes de

Naciones Unidas (COP 12) y segunda Reunión de las

Partes tras la entrada en vigor del Protocolo de Kioto

(CMP 2), tuvieron lugar entre el 6 y 17 de noviembre de

2006 en Nairobi (Kenia).

En la COP 12 se acordaron las actividades que se reali-

zarán durante los próximos años en el marco del

«Programa de Trabajo de Nairobi sobre Impactos,

Vulnerabilidad y Adaptación», que contribuirán a mejo-

rar la toma de decisiones sobre evaluación de la vulne-

rabilidad y adaptación al cambio climático.

Asimismo se llegó a un acuerdo sobre el Fondo de

Adaptación del Protocolo de Kioto, que está diseñado

para apoyar actividades de adaptación concretas en paí-

ses en desarrollo.

Se dio la bienvenida al Marco de Nairobi, que propor-

cionará una ayuda adicional a los países en desarrollo

para desarrollar proyectos del mecanismo de desarro-

llo limpio con éxito.

Se finalizaron las reglas del Fondo Especial de Cambio

Climático, diseñado para financiar proyectos en países

en desarrollo relativos a adaptación, transferencia de

tecnologías, mitigación del cambio climático y diversifi-

cación económica para países altamente dependientes de

los ingresos procedentes de los combustibles fósiles.

Se adoptaron las reglas de procedimiento del Comité de

Cumplimiento del Protocolo de Kioto, que ya es operativo.

Por último, se produjeron avances en las conversaciones

de los países industrializados en relación con el tema de

los futuros acuerdos post-Kioto. En concreto, las Partes

llegaron a un acuerdo sobre un programa de trabajo

298

Med

io a

mbi

ente


detallado que marca los pasos necesarios para llegar a

nuevos acuerdos en este tema.

La próxima ronda de negociaciones en relación con el

Protocolo de Kioto tendrá lugar en Bonn (Alemania), en

mayo de 2007.

B) Directiva 2003/87/CE, del Parlamento

Europeo y del Consejo, de 13 de octubre

de 2003, por la que se establece un

régimen para el comercio de derechos de

emisión de gases de efecto invernadero en

la Comunidad y por la que se modifica la

Directiva 96/61/CE del Consejo

La Directiva de comercio de derechos de emisión esta-

blece un régimen comunitario para el comercio de dere-

chos de emisión de gases de efecto invernadero a fin de

fomentar reducciones de las emisiones de estos gases de

forma eficaz en relación con el coste y económicamen-

te eficiente.

El comercio de emisión es un mecanismo complementa-

rio a las políticas y medidas que se han de adoptar para

reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

La Directiva está orientada de forma que sirva a los

operadores y a los Estados Miembros como prepara-

ción y aprendizaje de cara a la participación en un

mercado internacional basado en el Protocolo de

Kioto.

Se aplica a las emisiones generadas por las actividades

enumeradas en el Anexo I de la Directiva y a los seis

gases de efecto invernadero enumerados en el Anexo II.

Entre ellas se encuentran las instalaciones de combus-

tión con una potencia térmica superior a 20 MW, y las

refinerías. El gas de efecto invernadero considerado en

el Anexo I es el CO2 en ambos casos.

Es preciso distinguir entre los términos «derecho de

emisión» y «permiso de emisión de gases de efecto

invernadero».

Se entiende por derecho de emisión, el derecho a emitir

una tonelada equivalente de CO2 durante un período

determinado, válido únicamente a efectos del cumpli-

miento de esta Directiva, y transferible.

Por otra parte, para realizar una actividad del Anexo I de

la Directiva, el operador está obligado a disponer de un

permiso de emisión de gases de efecto invernadero. La

autoridad competente expedirá dicho permiso, si consi-

dera que el operador es capaz de garantizar el segui-

miento y la notificación de las emisiones de la instala-

ción.

El permiso lleva implícita la obligación por parte del

operador de presentar derechos de emisión equivalentes

a las emisiones totales anuales de la instalación verifi-

cada, y establece los requisitos de seguimiento y notifi-

cación de las emisiones.

La Directiva preveía que cada Estado Miembro debía

elaborar un Plan Nacional de Asignación:

— Para el período de tres años que comienza el

01/01/2005.

— Para el período de cinco años que comienza el

01/01/2008 y para cada período de cinco años sub-

siguiente.

Que ha de determinar la cantidad total de derechos de

emisión que prevé asignar durante el período corres-

pondiente y el procedimiento de asignación. Dicho

Plan se debe basar en criterios objetivos y transparen-

tes, incluidos los enumerados en el Anexo III de la

Directiva.

299

Med

io a

mbi

ente


De acuerdo con la Directiva, para el período de 3 años que

comienza el 01/01/2005, los Estados Miembros deben

asignar gratuitamente al menos el 95% de los derechos de

emisión. Para el período de cinco años que comenzará el

01/01/2008, los Estados Miembros han de asignar gratui-

tamente al menos el 90% de los derechos de emisión.

Los derechos de emisión podrán transferirse entre:

— Personas en la Comunidad.

— Personas en la Comunidad y personas en terceros paí-

ses donde tales derechos sean reconocidos de acuerdo

con el procedimiento especificado en la Directiva.

Se entiende por persona cualquier persona física o jurídica.

Cada año, el operador de cada instalación ha de entregar un

número de derechos de emisión equivalente a las emisiones

totales de dicha instalación durante el año anterior verifica-

das. Dichos derechos se cancelarán a continuación.

Los Estados Miembros pueden decidir aplicar el «ban-

king» o acumulación de derechos de emisión excedenta-

rios entre el primer y segundo período. El «banking»

entre el período 2008-2012 y períodos subsiguientes es

de aplicación obligatoria.

Se establecen sanciones por exceso de emisiones res-

pecto a los derechos de emisión presentados.

Los Estados Miembros deben establecer un registro para lle-

var una cuenta exacta de la expedición, la titularidad, la

transferencia y la cancelación de derechos de emisión.

Corresponde a la Comisión designar un Administrador

Central que llevará un registro independiente de transaccio-

nes, para comprobar que no se producen irregularidades.

Se modificará el artículo 9.3 de la Directiva 96/61/CE

(IPPC) añadiendo que los permisos expedidos de acuer-

do con dicha Directiva, no incluirán un valor límite de

emisión para las emisiones directas de los gases de efec-

to invernadero especificados en relación con las activi-

300

Med

io a

mbi

ente

€ 32

€ 28

€ 24

€ 20

€ 16

€ 12

€ 8

€ 4

€ 0

Máx. 31,58€

19/04/2006

Mín. 6,55€

29/12/2006

Dic-

04

Feb-

05

Abr-

05

Jun-

05

Ago-

05

Oct-

05

Dic-

05

Feb-

06

Abr-

06

Jun-

06

Ago-

06

Oct-

06

Dic-

06

Feb-

07

Contrato Diciembre 2007 Contrato Diciembre 2008

Gráfico 3.2.1. Evolución precio del derecho de emisión en mercado comunitario

Fuente: Point Carbon.


dades del Anexo I de la Directiva de comercio de dere-

chos de emisión.

Asimismo, los Estados Miembros podrán decidir no

establecer requisitos de eficiencia energética respecto a

las unidades de combustión o de otro tipo que emitan

CO2 afectadas por la Directiva.

La Directiva establece ciertos elementos de flexibilidad en

relación con el ámbito de aplicación, relativos a la exclu-

sión temporal de determinadas instalaciones y a la inclu-

sión unilateral de actividades, instalaciones y gases por los

Estados Miembros, sujetas a la aprobación de la

Comisión. Asimismo, se permite la formación de agrupa-

ciones («pools») de instalaciones.

En respuesta al artículo 30 de la Directiva, que incluye

una cláusula de revisión de la misma, en noviembre de

2006 la Comisión remitió un informe al Parlamento

Europeo y al Consejo considerando el funcionamiento del

régimen comunitario de comercio de derechos de emisión

de gases de efecto invernadero (COM (2006)676 final).

En este informe la Comisión analiza el funcionamiento del

mercado hasta la fecha, señalando las áreas en que se consi-

dera necesario introducir modificaciones para el período de

comercio que comenzará el 1 de enero de 2013. Las áreas

prioritarias en que se centrará la revisión son las siguientes:

• Ámbito del régimen comunitario de comercio.

— Inclusión de actividades adicionales.

• Mayor armonización y capacidad de predicción.

— Subasta de derechos de emisión.

— Tratamiento de los nuevos entrantes y de los

cierres de instalaciones.

— Armonización de metodologías de asignación.

• Robustez en el cumplimiento y la aplicación.

• Participación de terceros países.

A continuación se muestra la evolución del precio del

derecho de emisión en el mercado. En 2006 el máximo

fue de 31,58 /ton y el mínimo de 6,55 /ton.

C) Directiva 2004/101/CE del Parlamento

Europeo y del Consejo que modifica la

Directiva 2003/87/CE por la que se

establece un régimen para el comercio de

derechos de emisión de gases de efecto

invernadero en la Comunidad, con

respecto a los mecanismos de proyectos

del Protocolo de Kioto

Junto con el comercio de derechos de emisión, el Protocolo

de Kioto establece dos mecanismos basados en proyectos, el

mecanismo de aplicación conjunta (AC) y el mecanismo

para un desarrollo limpio (MDL), con los siguientes objeti-

vos: contribuir a la transferencia de tecnología y favorecer el

desarrollo sostenible en los países de acogida de los proyec-

tos, permitiendo asimismo una reducción de los costes aso-

ciados a la reducción de emisiones.

La Directiva establece que se podrán utilizar créditos de

proyectos de MDL y AC en el mercado comunitario de

comercio de derechos de emisión a partir de 2005 y 2008,

respectivamente. Los Estados Miembros pueden permitir

la utilización de estos créditos hasta un porcentaje deter-

minado de la cantidad de derechos de emisión asignados a

cada instalación, que será especificado por cada Estado

Miembro en su Plan Nacional de Asignación. De acuerdo

con la Directiva, la utilización de créditos de MDL y AC

en el mercado comunitario de derechos de emisión se lle-

vará a la práctica mediante la expedición e inmediata pre-

301

Med

io a

mbi

ente


sentación de un derecho de emisión a cambio de un crédi-

to por proyectos MDL o AC.

En dicho mercado se podrán utilizar todos los créditos

de proyectos MDL y AC que sean expedidos de acuerdo

con las reglas del Protocolo de Kioto excepto los crédi-

tos de proyectos nucleares, durante los períodos 2005-

2007 y 2008-2012, y los créditos asociados a actividades

denominadas «LULUCF» (land-use, land-use change

and forestry) esto es, uso de la tierra, cambio en el uso

de la tierra y selvicultura. En la revisión de la Directiva

de comercio de derechos de emisión, se volverá a estu-

diar la posibilidad de utilización de créditos de dichas

actividades LULUCF en el mercado a partir de 2008. En

el caso de proyectos de producción de energía hidroe-

léctrica con una capacidad de generación mayor de 20

MW, los Estados Miembros deberán asegurar, al aprobar

dichos proyectos, que, de cara al desarrollo de los mis-

mos, se respetarán los criterios y orientaciones interna-

cionales establecidos al respecto.

3.2.2. El cambio climático en España

En el ámbito nacional, las emisiones de CO2 en

España aumentaron en 2004 un 45,6% respecto las

emisiones de 1990, mientras que de acuerdo con el

Protocolo de Kioto se establece una limitación de cre-

cimiento de las emisiones del +15%. A continuación

se muestra la evolución de las emisiones de CO2 en

España entre 1990 y 2004 por sectores (excepto las de

las actividades LULUCF de uso de la tierra, cambio en

el uso de la tierra y reforestación), destacando la

importancia de las emisiones del sector de la energía y

del transporte. Las emisiones del sector energético

(incluyendo el transporte) prácticamente se mantuvie-

ron constantes entre 1990 y 2004 y representaron el

90,65% del total de las emisiones de CO2 en España

en 2004. Dentro de estas, las emisiones del transporte,

que en 1990 representaban el 24,73% del total, ascen-

dieron ligeramente suponiendo en 2004 prácticamente

el 28% del total.

302

Med

io a

mbi

ente

Año 2004Año 1990

Ind. energéticas33,85%

Procesosindustriales

8,46%Disolventes0,45%

Otros (energía)11,83%

Ind. Manufact.y construcción20,24%

Transporte24,73%

Residuos0,44%

Ind. energéticas32,48%

Procesosindustriales

7,26%Disolventes0,35%

Otros (energía)11,45%

Ind. Manufact.y construcción20,45%

Transporte27,98%

Residuos0,03%

Gráfico 3.2.2. Evolución de las emisiones de CO2 (excepto LULUCF) en España entre 1990 y 2004

por sectores

Fuente: EEA.


En 2004 comenzó en España el proceso de trasposición

de toda la normativa europea citada en el apartado 7.2.1,

continuándose dicho proceso en 2005 y 2006, habiéndo-

se dictado las siguientes disposiciones en este último año:

— Resolución de 8 de febrero de 2006 del Instituto de

Contabilidad y Auditoría de Cuentas, por la que se

aprueban normas para el registro, valoración e

información de los derechos de emisión de gases

de efecto invernadero.

— Real Decreto 202/2006, de 17 de febrero, por el

que se regula la composición y funcionamiento de

las mesas de diálogo social, previstas en el artículo

14 de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se

regula el régimen de comercio de derechos de emi-

sión de gases de efecto invernadero.

— Orden MAM 1445/2006, de 9 de mayo, sobre tari-

fas del Registro Nacional de Derechos de Emisión.

— Corrección de errores de la Orden MAM

1445/2006, de 9 de mayo, sobre tarifas del Registro

Nacional de Derechos de Emisión.

— Real Decreto 777/2006, de 23 de junio, por el que

se modifica el Real Decreto 1866/2004, de 6 de

septiembre, por el que se aprueba el Plan nacional

de asignación de derechos de emisión, 2005-2007.

— Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, por

el que se aprueba el Plan Nacional de Asignación

de derechos de emisión de gases de efecto inverna-

dero, 2008-2012 (apartado C).

Por otra parte, en relación con las actividades de ARIAE y

como consecuencia de la Reunión para el Análisis de las

oportunidades y barreras de los proyectos de mecanismo de

desarrollo limpio energéticos en Iberoamérica, celebrada en

La Antigua (Guatemala) el 23 de noviembre de 2006 y pro-

movida por ARIAE, se propuso desarrollar una iniciativa

conjunta entre ARIAE y la RIOCC (Red Iberoamericana de

Oficinas de Cambio Climático). Esta iniciativa consistiría,

en primer lugar, en seleccionar varios países dispuestos a

analizar las barreras regulatorias que impiden una mayor

presencia de energías renovables, con el objetivo de diseñar

un programa de reducción de emisiones a partir de su remo-

ción y adopción de medidas que favorezcan una mayor pre-

sencia. Estos proyectos están orientados a promover la efi-

ciencia energética y las energías renovables en la región y

servirían como primera referencia e impulso al desarrollo de

este tipo de MDL programáticos.

La mencionada iniciativa será presentada en la próxima

reunión de la RIOCC y, por compromiso de los

Ministros, deberá orientarse a la definición de iniciati-

vas piloto de MDL programático. El establecimiento de

este programa piloto tendrá, entre otras ventajas para el

sector energético:

1. La posibilidad de analizar los beneficios concretos

para los países anfitriones.

2. La posibilidad de aprovechar los instrumentos

financieros transversales del Gobierno de España y

las iniciativas internacionales existentes, en especial

el Clean Energy Investment Framework.

3. Asimismo redundará en la mejora del análisis de las

cuestiones técnicas y metodológicas para construir

líneas base replicables, fiables y accesibles al públi-

co y la implicación de todos los actores clave en

todas las fases de desarrollo del programa, en espe-

cial el sector privado.

Los países seleccionados para participar en esta expe-

riencia piloto de promoción de programas MDL fueron

Argentina, Brasil, Colombia, Méjico y Uruguay.

303

Med

io a

mbi

ente


Las actividades de MDL programático permiten alcanzar

un elevado volumen de créditos de reducción de emisio-

nes de CO2, una mayor participación del sector público,

una reducción de los costes de transacción e implicar a los

sectores difusos en la reducción de emisiones.

Como continuación de esta iniciativa, con fecha 28 de

febrero de 2007 se celebró en el Ministerio de Medio

Ambiente el Taller sobre MDL programático, organizado

por la Oficina Española de Cambio Climático y la

Comisión Nacional de Energía de España en la que los

representantes de autoridades nacionales designadas y

reguladores energéticos de dichos países latinoamerica-

nos presentaron diversos programas de MDL susceptibles

de ser elegidos para el programa piloto, acordándose que

se seleccionaría un programa por país. A lo largo de 2007

está previsto continuar trabajando en este proyecto.

A) La Oficina Española del Cambio Climático

El Real Decreto 177/1988, de 16 de febrero, creó el

Consejo Nacional del Clima.

La Oficina Española de Cambio Climático se creó

mediante el Real Decreto 376/2001, de 6 de abril. Con

posterioridad, el Real Decreto 1000/2003, de 25 de julio,

atribuye nivel orgánico de Subdirección General a la

OECC y establece su dependencia directa de la

Secretaría General de Medio Ambiente del Ministerio.

De acuerdo con el Real Decreto 1477/2004, de 18 de

junio, la Oficina Española de Cambio Climático pasó a

depender de la Secretaría General para la Prevención de

la Contaminación y del Cambio Climático.

El Real Decreto 1334/2006, de 21 de noviembre, por el

que se modifica el Real Decreto 1477/2004, otorga a la

Oficina Española de cambio Climático el nivel orgánico

de Dirección General, pasando a denominarse Dirección

General de la Oficina Española de Cambio Climático,

bajo la supervisión del Secretario General para la

Prevención de la Contaminación y del Cambio Climático.

Las funciones de la mencionada Dirección General de la

Oficina Española del Cambio Climático incluyen, entre

otras, la formulación de la política nacional de cambio cli-

mático, así como la propuesta de normativa y desarrollo de

los instrumentos de planificación y administrativos que per-

mitan cumplir con los objetivos establecidos por la misma.

Además, se le otorgan funciones técnicas y de gestión

del secretariado de los órganos colegiados en materia de

cambio climático, así como el asesoramiento, colabora-

ción y coordinación tanto con los distintos órganos de la

Administración General del Estado como con las comu-

nidades autónomas en los asuntos relacionados con el

cambio climático.

La mencionada Dirección General ejercerá asimismo

actividades de análisis, promoción, información y divul-

gación en materia de cambio climático, así como el

desarrollo de relaciones institucionales, tanto en el

ámbito nacional como europeo, para colaborar en ini-

ciativas tendentes a la lucha frente al cambio climático,

participando además en representación del Ministerio de

Medio Ambiente en los organismos internacionales y

realizando el seguimiento de los convenios internacio-

nales en las materias de su competencia.

Por último, la Dirección General de la oficina Española

de Cambio Climático ejercerá funciones atribuidas al

Ministerio de Medio Ambiente, entro otras las relacio-

nadas con la emisión de gases de efecto invernadero y el

comercio de los derechos asociados a los mismos.

Desde un punto de vista organizativo la Dirección

General de la Oficina Española de Cambio Climático

está integrada por dos Subdirecciones Generales:

304

Med

io a

mbi

ente


Subdirección General de Estrategias de Adaptación y

Mitigación y Subdirección General de Comercio de

Emisiones y Mecanismos de Flexibilidad.

B) La Autoridad Nacional Designada (AND)

De acuerdo con la reglas 15/CP 7,16/CP 7 y 17/CP 7 del

Protocolo de Kioto, adoptadas en 1997 en Marrakech, la

participación de España en los proyectos de Mecanismo

de Desarrollo Limpio (MDL) y de Aplicación Conjunta

(AC), requiere el establecimiento de una Autoridad

Nacional Designada (AND). Esta es la encargada de

confirmar la voluntariedad de la participación de

España en este tipo de proyectos.

El 25 de febrero de 2005 se constituyó dicha autoridad.

Entre otras funciones la AND tiene que aprobar la parti-

cipación de España y de las empresas españolas en pro-

yectos susceptibles de generar créditos de reducción de

emisiones en terceros países.

A finales de 2006 la AND española había aprobado 44

proyectos.

La AND esta compuesta por un vocal de la Oficina

Económica del Presidente del Gobierno, dos vocales de

los Ministerios de Asuntos Exteriores y Cooperación,

Economía y Hacienda, Industria, Turismo y Comercio

y Medio Ambiente. La Presidencia corresponde al

Secretario General para la Prevención de la Contamina-

ción y del Cambio Climático y la Secretaría a la Oficina

Española del Cambio Climático.

C) El Plan Nacional de Asignación 2008-2012.

Balance del año 2005 del Plan Nacional

de Asignación 2005-2007

El 26 de noviembre de 2006 se publicó en el B.O.E. el

Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, por

el que se aprueba el Plan Nacional de Asignación de

derechos de emisión de gases de efecto invernadero,

2008-2012.

Se establece como objetivo que las emisiones de gases de

efecto invernadero en promedio anual en 2008-2012 no

superen en más de un 37% las del año base. Se prevé que

un 2% de las emisiones se reducirá mediante sumideros y

un 20% de la disminución de las emisiones se alcanzará

mediante mecanismos de flexibilidad. Con ello en princi-

pio se alcanzaría el objetivo de Kioto para España (+15%).

Se mantiene constante el peso de los sectores afectados

por Ley 1/2005 respecto al total, entorno a un 45%.

La asignación total anual propuesta por España es

de 152,673 Mton/año. De la asignación total pro-

puesta por España, la asignación sectorial asciende a

144,85 Mton/año1, correspondiendo al sector eléctrico

54,053 Mton/año2 y al sector refino 16,133 Mton/año. La

reserva para nuevos entrantes se eleva a 7,825 Mton/año3.

305

Med

io a

mbi

ente

1 La Decisión de la Comisión de 26 de febrero de 2007 sobre el Plan Nacional de Asignación estableció que el límite anualpropuesto se había de reducir en 0,42 millones de toneladas equivalentes de CO2. Además es preciso que el Gobierno Españolproporcione una lista de todas las instalaciones, precisando el número de derechos que se piensa asignar a cada una de ellas. Elborrador de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, por el que se aprueba el plannacional de asignación de derechos de emisión, 2008-2012 cumple con lo establecido en la Decisión de la Comisión reduciendo lacifra total de derechos asinados a 152,250 millones.2 El borrador de Real Decreto por el que se modifica el Plan Nacional de Asignación reduce esta cantidad a 53,630 Mton/año.3 La Decisión de la Comisión de 26 de febrero de 2007 sobre el Plan Nacional de Asignación determinó que se deben clarificar yampliar las normas para nuevos entrantes propuestas por España. El borrador de Real Decreto por el que se modifica el PlanNacional de Asignación no entra en esta cuestión dejándola para más adelante.


Se establecen medidas adicionales para sectores no

incluidos en la Directiva. Respecto a las emisiones de

1990, un 28% deben reducirse mediante medidas adi-

cionales y un 22% mediante mecanismos flexibles y

sumideros. Se considera que es necesario avanzar signi-

ficativamente en reducción de emisiones del sector

transporte y residencial.

Los titulares de instalaciones pueden usar créditos de

mecanismos basados en proyectos hasta un porcentaje

máximo de la asignación a las instalaciones. El plan pre-

sentado por España propone un 70% para instalaciones

de producción de energía eléctrica y un 20% para el

resto de los sectores4.

Se permite la agrupación instalaciones, desapareciendo

la prohibición para el caso del sector eléctrico recogida

en el anterior plan 2005-2007.

No se prevee la utilización de la subasta salvo en el

caso de una eventual venta derechos remanentes de la

reserva.

306

Med

io a

mbi

ente

4 De acuerdo con la Decisión de la Comisión de 26 de febrero de 2007 sobre el Plan Nacional de Asignación, la utilización demecanismos flexibles por parte de las instalaciones se debía limitar al 20% aproximadamente de la asignación aprobada. Elborrador de Real Decreto que modifica el plan nacional de Asignación incorpora este requerimiento estableciendo que lasinstalaciones del sector eléctrico podrán utilizar créditos de mecanismos flexibles para el cumplimiento de sus obligaciones deentrega de derechos hasta un porcentaje del 42% sobre su asignación individualizada anual. En el caso del resto de los sectores esteporcentaje será del 7,9%.

Generación: carbón

Generación: C. combinado

Generación: Extrapeninsular

Generación: Fuel

Azulejos y baldosas

Cal

Cemento

Fritas

Pasta y papel

Refino de petróleo

Siderurgia

Tejas y ladrillos

Vidrio

Otra cobustión

Total general

-13.454.221

3.329.484

-477.772

-4.386.010

106.766

393.089

451.091

105.821

561.236

-214.168

443.572

701.983

259.354

1.830.219

-10.349.556

Gráfico 3.2.3. Balance 2005 Plan Nacional de Asignación 2005-2007. Asignación-Emisiones.

Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.


A continuación se muestra el balance asignación-emi-

siones del Plan Nacional de Asignación 2005-2007 en

2005.

Dicho balance en 2005 fue bastante equilibrado, con

una razón entre la asignación y las emisiones de apro-

ximadamente el 94%. Cabe indicar que se apreciaron

diferencias importantes en el comportamiento de los

diversos sectores. El sector eléctrico tuvo el déficit

más importante, ascendiendo a 15 millones de tonela-

das aproximadamente. Dentro de este sector, el mayor

déficit corresponde a las centrales de carbón (donde la

razón entre asignación y emisiones fue del 80%) y

fuel. Sin embargo, las centrales de ciclo combinado

tuvieron un ligero superávit. Por otra parte, en el sec-

tor de refino las emisiones superaron en una pequeña

proporción a las asignaciones, existiendo una dificul-

tad cada vez mayor de continuar disminuyendo las

emisiones en las instalaciones existentes sin condicio-

nar la producción.

D) Plan Nacional de Adaptación al Cambio

Climático

El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático es

un marco de referencia para la coordinación entre las

Administraciones Públicas en las actividades de evalua-

ción de impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio

climático en España.

Este Plan fue aprobado en julio de 2006 por la

Comisión de Coordinación de Políticas de Cambio

Climático y el Consejo Nacional del Clima y se

informó al Consejo de Ministros del mismo el 6 de

octubre de 2006.

Se ha elaborado el primer Programa de Trabajo, para

el cual se han seleccionado como prioritarias las

siguientes actividades, que se ha previsto realizar

entre 2006 y 2007: generación de escenarios climáti-

cos regionales, evaluación del impacto del cambio cli-

mático en los recursos hídricos, en la biodiversidad y

en las zonas costeras.

3.3. Grandes Instalaciones de Combustión

3.3.1. Directiva 2001/80/CE del Parlamento

Europeo y del Consejo de 23 de

Octubre de 2001 sobre limitación de

emisiones a la atmósfera de

determinados agentes contaminantes

procedentes de grandes instalaciones

de combustión

Esta Directiva aplica a las instalaciones de combustión

cuya potencia térmica nominal sea igual o superior a

50 MW.

El Artículo 4 de la Directiva establece que las denomi-

nadas «instalaciones existentes» (autorizadas antes del 1

de Julio de 1987) deben cumplir con los valores límite

de emisión de dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y

partículas recogidos en la Parte A de los Anexos III a VII

de la Directiva desde el 1 de enero de 2008. En el caso

de los óxidos de nitrógeno, desde el 1 de enero de 2016

aplica una segunda etapa. Los Estados Miembros tam-

bién pueden optar porque las «instalaciones de combus-

tión existentes» se sometan a un plan nacional de reduc-

ción de emisiones que deberá reducir las emisiones

anuales totales de estos contaminantes a los niveles que

se hubieran alcanzado aplicando los valores límite men-

cionados anteriormente. Los planes son una herramien-

ta flexible que los Estados Miembros pueden utilizar, de

forma que a partir de 2008, el conjunto de instalaciones

existentes de un Estado Miembro incluidas en el plan

debe cumplir los objetivos de reducción de emisiones

globales especificados en el plan. En este caso, no es

necesario que cada instalación cumpla de forma indivi-

307

Med

io a

mbi

ente


dual con los valores límite de emisión establecidos en la

Directiva.

El plan debe incluir objetivos de reducción de emisio-

nes, medidas al efecto, un calendario y un mecanismo de

control de las emisiones.

La Comisión Europea considera que, de cara a la puesta

en práctica de la Directiva para las «instalaciones de

combustión existentes», también es posible adoptar un

enfoque combinado, esto es, una combinación del plan

nacional de reducción de emisiones y de la aplicación de

valores límite de emisión. El plan nacional o el «enfoque

combinado» que se adopten siempre deben aplicar a los

tres contaminantes cubiertos por la Directiva (dióxido

de azufre, óxidos de nitrógeno y partículas) para todas

las instalaciones incluidas en dicho plan/«enfoque com-

binado».

Si un Estado Miembro decide optar por un «enfoque

combinado», la Comisión Europea ha dispuesto que el

Estado Miembro debe remitirle dos listas de instalacio-

nes: las sujetas a valores límite de emisión y las inclui-

das en el plan. Además, con objeto de asegurar que se

cumplen los valores límite de emisión, la Comisión ha

de recibir cada año a partir de 2008 (o del año en que los

valores límite de emisión comiencen a aplicar) el inven-

tario de emisiones de las instalaciones sujetas al cumpli-

miento de dichos valores límite. De cara a confirmar el

cumplimiento de los objetivos de reducción de emisio-

nes del plan, la Comisión recomienda especialmente al

Estado Miembro el establecimiento de un sistema anual

nacional de «reporting».

La interpretación de la Comisión Europea de «instala-

ción de combustión existente» es de especial impor-

tancia ya que afecta tanto al ámbito de instalaciones

incluidas en el plan, «enfoque combinado» o sujetas a

valores límite de emisión como a los valores de emi-

sión que les aplican, ya sea directamente o de manera

indirecta a través de los cálculos que se realizan en el

plan. Dicha interpretación es la siguiente: Las instala-

ciones existentes que descargan de hecho sus gases

residuales a través de una chimenea común deben ser

consideradas como una instalación única a los efectos

de la Directiva.

Si un Estado Miembro decide aplicar un plan nacional

de reducción de emisiones para las «instalaciones exis-

tentes», dicho plan debería haber sido comunicado a la

Comisión Europea a más tardar el 27 de noviembre de

2003, aunque este plazo fue respetado en muchos casos.

En el caso de los nuevos Estados Miembros, la fecha

relevante era el 1 de mayo de 2004.

Los Estados Miembros tienen la potestad de retirar un

plan ya remitido y presentar otro diferente a la

Comisión Europea u optar por la opción de cumplir

con los valores límite de emisión o «enfoque combi-

nado».

La Comisión invitó a los Estados Miembros a presen-

tar a más tardar el 28 de Febrero de 2006 la versión

final definitiva de su plan o «enfoque combinado», en

el caso de que optaran por dichas opciones. Se han

evaluado los planes/»enfoques combinados» de

Finlandia, España, Irlanda, Grecia, Reino Unido, la

República Checa, Portugal y Francia. Eslovenia y

Holanda presentaron respectivamente un «enfoque

combinado» y un plan que tras ser evaluados por la

Comisión fueron retirados por estos Estados

Miembros, los cuales optaron por la opción de valores

límite de emisión.

Desde el 1 de septiembre de 2004 al 1 de septiembre de

2006 la Dirección de Petróleo de la CNE ha mantenido

destacada una persona en comisión de servicio en la

Comisión Europea (DG Medio Ambiente) en calidad de

308

Med

io a

mbi

ente


experto nacional. Ésta ha ejercido como oficial respon-

sable de la Directiva 2001/80/CE de Grandes

Instalaciones de Combustión. Entre las actividades rea-

lizadas en este período destacan las siguientes:

— Evaluación de los ocho planes nacionales de reduc-

ción de emisiones de dióxido de azufre, óxidos de

nitrógeno y partículas antes mencionados.

— Gestión del estudio «Preparación de la revisión

de la Directiva de Grandes Instalaciones de

Combustión», disponible en http://ec.europa.eu/

environment/air/stationary.htm#1

Se concluyó que actualmente no conviene introducir

controles de emisiones adicionales para instalaciones

de combustión por encima de 50 MW más allá de los

establecidos por las Directivas de Grandes Instala-

ciones de Combustión e IPPC. Sin embargo la inte-

racción entre las Directivas de Grandes Instalaciones

de Combustión e IPPC está siendo estudiada actual-

mente como parte de la revisión de la Directiva IPPC

y legislación relacionada.

3.3.2. Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo,

por el que se establecen nuevas normas

de emisiones a la atmósfera de

determinados agentes contaminantes

procedentes de grandes instalaciones de

combustión y se fijan ciertas

condiciones para el control de las

emisiones a la atmósfera de las

refinerías de petróleo

Este Real Decreto traspone al ordenamiento jurídico

nacional la Directiva 2001/80/CE, del Parlamento

Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2001,

sobre limitación de emisiones a la atmósfera de deter-

minados agentes contaminantes procedentes de gran-

des instalaciones de combustión estableciendo los

límites de emisiones de SO2, NOx y partículas para las

nuevas instalaciones más exigentes que los recogidos

en el Real Decreto 646/1991, que queda derogado. En

cuanto a las instalaciones existentes, se dispone el

establecimiento de un plan nacional de reducción de

emisiones. Este plan fue presentado a la Comisión

Europea con fecha de 13 de febrero de 2006 y evalua-

do por la misma con fecha de 17 de mayo del mismo

año (ver apartado A).

Cabe destacar que el Real Decreto 430/2004 aplica a las

turbinas de gas, regulando sus emisiones de NOx y esta-

blece límites de emisiones específicos para las instala-

ciones que usan como combustible la biomasa.

Por otra parte, establece un enfoque global sobre las

emisiones de SO2 de las refinerías. Así, modifica las

disposiciones del Real Decreto 833/1975 sobre deter-

minadas instalaciones de combustión y regula las emi-

siones de SO2 de otras instalaciones que no son de

combustión, como la regeneración de catalizadores de

unidades de craqueo catalítico en lecho fluido y las

unidades de recuperación de azufre (modificando para

estas últimas lo establecido en el Real Decreto

1800/1995).

3.4. Eficiencia energética

3.4.1. Plan de Acción para la eficiencia

energética: realizar el potencial

(COM (2006) 545)

El 19 de octubre de 2006 la Comisión Europea adoptó el

Plan de Acción para la Eficiencia Energética con objeto

de reducir el consumo de energía primaria en la Unión

Europea un 20% en 2020 evitando así la emisión de 780

millones de toneladas de CO2 anuales. Entre las princi-

pales medidas que incluye se encuentran:

309

Med

io a

mbi

ente


— Incrementar la utilización de vehículos eficientes

para el transporte y el uso del transporte público y

aseguran que los consumidores cargan con los cos-

tes reales del transporte.

— Desarrollar estándares más estrictos para equipos,

mejorando el etiquetado energético.

— Mejorar la gestión energética de los edificios exis-

tentes y lograr bajos consumos energéticos en el

caso los edificios nuevos.

— Realizar una utilización coherente de la tasación para

lograr una utilización más eficiente de la energía.

— Mejorar la eficiencia de la generación de electrici-

dad y calor, el transporte y la distribución.

— Alcanzar un acuerdo internacional en materia de

eficiencia involucrando a la OCDE y países en

desarrollo tales como China, India y Brasil.

3.5. Biocarburantes

En general se entiende por biocarburantes los combusti-

bles líquidos o gaseosos para transporte obtenidos a par-

tir de la masa o fracción biodegradable de los productos,

desechos y residuos procedentes de la agricultura, de la

silvicultura y de las industrias conexas o de los residuos

industriales y municipales.

Sin embargo, en España, la definición de biocarburantes

recogida en el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, por

el que se fijan las especificaciones de gasolinas, gasóle-

os, fuelóleos y gases licuados del petróleo y se regula el

uso de determinados biocarburantes, se circunscribe úni-

camente al biodiésel tipo FAME de origen vegetal o ani-

mal (cuyas especificaciones están recogidas en la norma

UNE- EN 14214) y al bioetanol de origen vegetal.

3.5.1. Fomento de los biocarburantes

Con objeto de fomentar el uso de los biocarburantes, en

España se han venido adoptando una serie de medidas

fiscales entre las que destaca la aplicación de un tipo

impositivo cero en concepto de impuesto especial de

hidrocarburos. Esta medida, confirmada por la Ley

22/2005, de 18 de noviembre, por la que se incorporan

al ordenamiento jurídico español diversas directivas

comunitarias en materia de fiscalidad de productos ener-

géticos, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2012

siempre y cuando la evolución comparativa de los costes

de producción de los productos petrolíferos y de los bio-

carburantes no aconseje la sustitución del tipo cero por

un tipo de gravamen de importe positivo.

Por su parte, la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de

reformas para el impulso de la productividad, encarga al

Gobierno la elaboración de un plan de medidas urgentes

para cumplir con el objetivo indicativo previsto para el

año 2010 en la Directiva 2003/30/CE, relativa al uso de

biocarburantes, consistente en el 5,75% en base energé-

310

Med

io a

mbi

ente

OBJETIVOS ENERGÉTICOS2005-2010 (tep)

Recursos

Cereales y biomasa 550.000

Alcohol vínico 200.000

Aceites vegetales puros 1.021.800

Aceites vegetales usados 200.000

Aplicaciones

Bioetanol 750.000

Biodiesel 1.221.800

TOTALES

Energía primaria (tep) 1.971.800

Fuente: Plan de Energías Renovables en España, 2005-

2010.

Cuadro 3.5.1. Objetivos energéticos PER 2005-2010


tica sobre el total de carburantes de automoción comer-

cializados en esa fecha en el mercado español.

En este mismo sentido, el Real Decreto 61/2006, de 31

de enero antes citado fija igualmente el valor de refe-

rencia para el objetivo indicativo nacional de comercia-

lización de un porcentaje mínimo de biocarburantes en

el mencionado 5,75%.

También el Plan de Energías Renovables en España

(PER) 2005-2010 asume el cumplimiento de este objeti-

vo indicativo lo que, según sus cálculos, elevaría el obje-

tivo energético en esta área en el horizonte de 2010 hasta

alcanzar los 2,2 millones de toneladas equivalentes de

petróleo (tep). Esta cifra representa el 5,83% del consu-

mo de gasolina y gasóleo previsto para el sector del

transporte en 2010, ligeramente por encima del objetivo

indicativo señalado en la Directiva 2003/30/CE. A tal

efecto, propone los siguientes objetivos para cada tipo

de recurso y biocarburante en términos de energía pri-

maria para el período 2005-2010.

Finalmente, el Real Decreto 774/2006, de 23 de junio, por

el que se modifica el Reglamento de los Impuestos

Especiales, aprobado por el Real Decreto 1165/1995, de 7

de julio, introduce la posibilidad de realizar mezclas de

biocarburantes con carburantes convencionales en las esta-

ciones de servicio o en las instalaciones de consumo final.

La CNE ha contestado una consulta relacionada con dicha

posibilidad realizada por los operadores al por mayor.

3.5.2. Producción, logística y distribución de

biocarburantes

Actualmente existen en España cuatro plantas de bioeta-

nol en operación. Una de ellas está situada en Cartagena,

tiene una capacidad de producción de 118.000 tonela-

das/año y su producción de destinó en 2006 a la obten-

311

Med

io a

mbi

ente

Bilbao

La Coruña

Zamora

SalamancaTarragona

Cartagena

Puertollano

Algeciras

Huelva

Refinería Repsol YPF (ETBE)

Refinería Cepsa (ETBE)

Planta bioetanol en operación

Planta bioetanol en proyecto

Cantabria

Burgos Cataluña

Ciudad Real

Valencia

Gráfico 3.5.1. Instalaciones de producción de bioetanol y ETBE (refinerías) en España

Fuente: CNE.


ción de ETBE en las refinerías españolas, a la mezcla

directa con gasolina y a la exportación. Por otra parte,

la capacidad de producción de la planta situada en La

Coruña asciende a 139.000 toneladas/año. En 2006

la producción de esta planta se destinó a la obtención de

ETBE en las refinerías españolas y a la exportación.

Además en dicho año se pusieron en marcha dos plantas

de producción de bioetanol destinadas completamente a

la mezcla directa con gasolina, situadas en Salamanca y

en Alcázar de san Juan (Ciudad Real), con una capaci-

dad de 158.000 y 26.000 toneladas/año, respectivamen-

te. Asimismo existen diez proyectos en desarrollo.

Por otro lado, en España se fabrica ETBE en seis refi-

nerías, con una capacidad total de producción de

584.000 toneladas/año (Tm/año).

En cuanto al biodiésel, en la actualidad existen catorce

plantas de producción en operación (STOCKS DEL

VALLÉS, BIONET EUROPA, BIONOR TRANS-

FORMACIÓN, BIODIESEL CASTILLA LA MAN-

CHA, ACCIONA- BIODIESEL CAPARROSO, GRUPO

ECOLÓGICO NATURAL, IDAE-UCM, BIOCARBU-

RANTES ALMADÉN, ASTURIAS BIONORTE, COM-

BUSTIBLES ECOLÓGICOS BIOTEL, BIODIESEL

ANDALUCÍA 2004, ASTHOR BIODIESEL, GENERAL

DE BIOCARBURANTES Y BERCAM), con una capaci-

dad de producción de 517.000 toneladas/año. Adicional-

mente, existen 82 proyectos en desarrollo.

De manera individual, los productores están realizando

inversiones para aumentar capacidad en el año 2006.

Los principales han sido los llevados a cabo por

STOCKS DEL VALLÉS, que ha ampliado su planta de

producción pasando de una capacidad de producción de

6.000 Tm/año a 31.000 Tm/año, BIONET, que ha cons-

truido y puesto en marcha un parque de almacenaje de

600 m3 para aceite y biodiésel y ha instalado contadores

312

Med

io a

mbi

ente

Plantas operativas

BionorteBionorTransformación

Gebiosa

Stocks del VallésBiodiesel Caparroso

Bionet Europa

Grupo Ecológico Natural

IDAE-UCMBiodieselCast-LaMancha

BiocombustiblesLa ManchaBiocarburantes

Almadén

Asthor Biodiesel

BERCAM

BiodieselAndalucía

Comb.EcológicosBiotel

Gráfico 3.5.2. Instalaciones de producción de biodiésel en España

Fuente: CNE.


de servicios en todas las plantas, BIONOR, que ha desa-

rrollado un proyecto de proceso de destilación de bio-

diésel con objeto de mejorar la purificación del produc-

to y ECOCARBURANTES ESPAÑOLES, que ha mejo-

rado la pesada y mezcla de cereal así como la Estación

Depuradora de Aguas Residuales Industriales.

En 2006 la producción acumulada de éster metílico de las

nueve plantas operativas a finales del año (ARYTEL

VILLARRUBIA, BIOCARBURANTES ALMADÉN,

BIODIESEL CAPARROSO, BIODIESEL CASTILLA-

LA MANCHA, BIONET EUROPA, BIONOR TRANS-

FORMACIÓN, GRUPO ECOLÓGICO NATURAL,

IDAE-UCM y STOCKS DEL VALLÉS) se situó en torno

a 116 miles de Tm, de las cuales fueron distribuidas en el

mercado interior aproximadamente 15 miles de Tm para

ventas directas, habiéndose dedicado el resto de la pro-

ducción a exportaciones y ventas a otros operadores.

En 2006 diversos operadores al por mayor de productos

petrolíferos distribuían éster metílico en distintos por-

centajes de mezcla con gasóleo de automoción (biodié-

sel): AGIP, ESERGUI, MEROIL, SARAS ENERGÍA,

CAMPA IBERIA, DYNEFF ESPAÑA, EPENERGY,

KUWAIT PETROLEUM, PETROMIRALLES, STAR

PETROLEUM, VIA OPERADOR PETROLIFERO,

CARBURANTES AXOIL, OIL INVEST, PETRO-

LIFERA CANARIA, CEPSA, BP y REPSOL. Las ven-

tas de estas compañías en ese ejercicio superaron las

526.000 Tm de biodiésel (78% a través del canal de esta-

ciones de servicio y 22 % mediante ventas directas), de

las cuales aproximadamente 404 miles de toneladas

corresponden a mezclas con un volumen inferior al 5%

de éster metílico y 121 miles de toneladas a mezclas

mayores del 5%.

En cuanto al comercio exterior, las compañías españolas

han totalizado en 2006 unas exportaciones de 57.915

Tm de éster metílico, lo que representa un 50% de la

producción total, mientras que sólo se han importado

5.602 Tm.

En relación a las instalaciones de suministro a vehículos,

el biodiésel se comercializaba en aproximadamente 863

puntos de venta titularidad tanto de los operadores al por

mayor como de terceros (superficies comerciales e inde-

pendientes).

Geográficamente, dichos puntos de venta se localizan en

su mayoría en Cataluña, con una concentración del 37%

de las Estaciones de Servicio con distribución de bio-

carburantes, seguida de Andalucía (18%) y la Comu-

nidad Valenciana (9%). Los operadores que suministran

a un mayor número de instalaciones de suministro a

vehículos son SARAS ENERGÍA, con un total de 250

EE.SS. y presencia en 11 Comunidades Autónomas,

VÍA OPERADOR PETROLÍFERO, con 240 EE.SS.

que se encuentra en 13 Comunidades Autónomas,

DYNEFF ESPAÑA, con 121 gasolineras, 72 de las cua-

les están en Cataluña, BIOCARBURANTES ALMA-

DÉN, que distribuye biocarburantes en 103 EE.SS.

situadas en siete CC.AA. y MEROIL PETROMIRA-

LLES que lo hace en 101 instalaciones, 100 de ellas

situadas en Cataluña.

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