COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA - GCD | UDC · 2016. 11. 22. · Como cada año, desde 1996, la Comisión Nacional de Energía tiene la satisfacción de poner a su disposición la

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Información básica de los sectores de la energía 2 0 0 6

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

Alcalá, 47 - 28014 Madridwww.cne.es

Edita: CNEComisión Nacional de Energía

Diseño: Sendín & AsociadosFotocomposición e impresión: EGRAF, S. A.Depósito legal: M. 41552-2006

Presentación 9

Electricidad1. El sector eléctrico en la economía nacional 13

1.1. El sector eléctrico y la actividad económica 13

1.1.1. Evolución de la producción y consumo de energía

eléctrica 15

1.1.2. Evolución de la población ocupada y la participación

del sector eléctrico 17

1.1.3. Evolución de los sectores productivos de la economía

y su participación en el sector eléctrico 21

1.1.4. Participación de la factura eléctrica en el gasto total

de los hogares 22

1.1.5. Participación de la electricidad en el balance energético 24

1.2. El sector eléctrico y la inversión 26

1.3. El sector eléctrico y el sector exterior 28

1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico 29

2. La producción y la oferta eléctricas 37

2.1. El mercado de producción de energía eléctrica 37

2.1.1. Organización del mercado 37

2.1.2. Resultados del mercado en el año 2005 38

2.1.3. Participación en el mercado 38

2.1.4. Hechos destacables durante el año 2005 39

2.2. La oferta eléctrica 40

2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica 40

2.2.2. Generación 40

2.2.3. Transporte y operación del sistema 45

2.2.4. Distribución y comercialización 47

3. Facturación de energía y empresas eléctricas 51

3.1. Facturación de la energía eléctrica 51

3.2. Evolución económico financiera de los principales

grupos empresariales eléctricos 56

4. La demanda y los consumidores 59

4.1. Evolución de la demanda 59

4.1.1. Demanda en barras de central 59

4.1.2. Demanda en abonado final 60

Índice

4.2. Los consumidores 60

4.2.1. Clasificación por grupos de consumidores 60

4.2.2. Clasificación por niveles de tensión 64

4.2.3. Consumo de energía eléctrica en el mercado liberalizado 65

4.3. Los precios de la electricidad 66

4.3.1. Evolución de los precios 66

4.3.2. Comparación internacional de precios 77

4.4. Calidad de suministro 89

Gas1. El gas natural 95

1.1. Características del gas natural 95

1.2. El mercado del gas en el mundo 96

1.2.1. Reservas probadas de gas natural en el mundo 96

1.2.2. Producción comercializada de gas natural en el mundo 98

1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo 100

1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo 103

2. La industria del gas natural en España 107

2.1. Aprovisionamiento de gas 109

2.1.1. Descripción de la actividad 109

2.1.2. Producción nacional e importaciones 109

2.2. Regasificación 114


2.3. Transporte por gasoducto 118


2.3.2. Situación del transporte en España 118

2.4. Almacenamiento 126


2.4.2. Situación del almacenamiento en España 127

2.5. Distribución 131


2.5.2. Situación de la distribución en España 131

2.6. Comercialización 135


2.6.2. Situación de la comercialización en España 135

2.7. La demanda y los consumidores 137

2.7.1. Evolución de la demanda 137

2.7.2. Los precios del gas natural 149

Índice

Petróleo1. El mercado internacional del petróleo en 2005 173

1.1. La exploración y producción en el mundo 173

1.1.1. Tendencias en el sector de la exploración y producción

en el mundo en el año 2005 173

1.1.2. Tendencias generales del sector del petróleo en el mundo 175

1.2. Oferta y demanda mundial de crudo 175

1.2.1. Crecimiento moderado de la demanda mundial de crudo

en 2005 175

1.2.2. Crecimiento de la oferta mundial de crudo en 2005 176

1.2.3. Producción mundial de crudo superior a la demanda

en 2005 176

1.2.4. Mayor peso de la OPEC en 2005 178

1.2.5. Incremento de la cuota oficial de la OPEC en 2005 178

1.2.6. Gran incremento del precio de la cesta OPEC 179

1.2.7. Incumplimiento de la cuota oficial de la OPEC 180

1.2.8. Continúa la disminución de la capacidad excedentaria

de la OPEC en 2005 180

1.2.9. La producción de Venezuela aumenta ligeramente en 2005 183

1.2.10. Papel creciente de los países productores independientes 185

1.3. Demanda mundial de productos petrolíferos 186

1.3.1. Aumenta la demanda OCDE de productos petrolíferos 186

1.3.2. Gasolinas y gasóleos, productos más demandados 187

1.3.3. Marcada estacionalidad en el consumo de productos

petrolíferos 189

1.3.4. Importancia creciente de la demanda de productos

petrolíferos NO OCDE 191

1.4. Stocks mundiales de crudo y productos petrolíferos 192

1.4.1. Stocks totales de crudo en la OCDE superiores

a los del año anterior 192

1.4.2. Aumentan los stocks de productos petrolíferos en la

OCDE 194

1.4.3. Se mantiene el volumen de stocks en términos de días

de demanda 195

1.5. Principales variables de los mercados energéticos internacionales 197

1.5.1. Tendencia alcista de precios del crudo en 2005 197

1.5.2. Mercados de futuros de Brent en «contango» 198

1.5.3. Se reduce el diferencial WTI-Brent 198

1.5.4. El diferencial crudos ligeros-pesados se duplica respecto

a 2004 200

Índice

1.5.5. Precios de los productos petrolíferos en Europa al alza 200

1.5.6. Desigual comportamiento de los diferenciales de precios

de productos petrolíferos vs. Brent 202

1.5.7. Gran incremento de los márgenes de refino

norteamericanos en 2005 206

1.5.8. Márgenes de refino en Europa superiores a los de 2004 206

1.5.9. Evolución de márgenes comerciales 2005 en la Unión

Europea 206

1.6. Empresas petroleras internacionales en 2005 209

1.6.1. Resultados en 2005 209

1.6.2. Comportamiento bursátil 210

2. Exploración y producción en España 213

2.1. Dominio minero 213

2.1.1. Permisos de investigación 213

2.1.2. Concesiones de explotación 216

2.1.3. Variaciones de dominio minero 219

2.2. Actividades 220

2.2.1. Geofísica 220

2.2.2. Sondeos 220

2.3. Producción en España 220

2.3.1. Crudo 220

2.3.2. Gas 221

2.3.3. Evolución histórica 221

2.4. Almacenamiento 222

2.5. Inversiones 223

3. Refino en España 225

3.1. La actividad de refino en España 225

3.2. Las compañías que refinan en España 227

3.3. Inversiones en la actividad de refino en España 229

4. Logística de productos petrolíferos en España 231

4.1. Marco sectorial 231

4.2. La actividad logística en España 231

4.2.1. Actividad de CLH 231

4.2.2. Logística alternativa a CLH 233

4.3. Productos almacenados 236

Índice

5. Comercialización 239

5.1. Consumo de productos 239

5.1.1. Gasolinas 240

5.1.2. Gasóleos y querosenos 240

5.1.3. Fuelóleos 000

5.1.3. Reparto geográfico del consumo 242

5.1.4. Consumo por canal 242

5.2. Precios y fiscalidad 244

5.2.1. Precio antes de impuestos (PAI) 244

5.2.2. El precio de venta al público (PVP) 246

5.3. Márgenes brutos de comercialización 250

5.4. Puntos de venta 252

6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP) 255

6.1. El marco normativo de los GLP 255

6.2. Consumo de GLP 255

6.2.1. GLP Internacional 255

6.2.2. GLP en España 258

6.3. Precios del GLP envasado 265

Medio ambiente1. Electricidad 273

1.1. Emisiones de las grandes instalaciones de combustión existentes 273

1.2. Emisiones de contaminantes por sectores 276

1.3. Residuos nucleares 276

1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15 278

2. Gas 279

2.1. El efecto invernadero 279

2.2. La lluvia ácida 281

2.3. Calidad del aire 281

3. Petróleo 283

3.1. Convenios internacionales sobre contaminación marina 283

3.1.1. Convenio OSPAR 283

3.1.2. Convenio de Barcelona 285

3.1.3. Convenio de Londres 286

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 286

Índice

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 286

3.2. Evolución acuerdos de Kyoto 287

3.2.1. Puntos fundamentales del Protocolo de Kyoto 287

3.2.2. La Décima Conferencia de las Partes 288

3.2.3. La Oficina Española del Cambio Climático 288

3.2.4. La Autoridad Nacional Designada (AND) 288

3.3. Unión Europea 290

3.3.1. 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 291

3.3.2. 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 Kyoto 293

3.3.3. 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 294

3.4. Biocarburantes 294

3.4.1. Fomento de los biocarburantes 295

3.4.2. Producción, logística y distribución de biocarburantes 295

3.5. Grandes instalaciones de combustión 297

3.5.1. 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 297

Índice

Como cada año, desde 1996, la Comisión Nacional de

Energía tiene la satisfacción de poner a su disposición

la novena edición revisada y actualizada del “Informe

Básico de los Sectores de la Energía, correspondiente al

año 2006.

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 disper-

sos 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 dedicada 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, anali-

zándose las diferentes fases que conforman la industria

del gas en España: aprovisionamiento, regasificación,

transporte, almacenamiento, distribución y comerciali-

zación. En el anexo se han conservado los mismos

apartados que en el informe anterior, con el análisis

financiero del sector y un apartado dedicado a la nor-

mativa de interés aprobada durante el año 2005.

En el apartado dedicado al sector del petróleo se inclu-

ye información sobre el mercado internacional y el

mercado nacional en sus distintas actividades: explora-

ción, y producción, refino, logística y comercializa-

ción, 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 y con todos sus

informes y publicaciones, al mejor conocimiento y aná-

lisis de los sectores de la energía.

Presentación

9

Electricidad

1.1. El sector eléctrico y la actividadeconómica

En 2005, la economía española registró un crecimiento

del PIB de un 3,4%, (cuadro 1.1.1), tres décimas más

que el año anterior. Como en años precedentes, la prin-

cipal característica de la economía española ha sido la

aceleración del crecimiento de la demanda interna, con

un crecimiento del 5,8%, mientras que las exportaciones

netas detrajeron casi 2 puntos porcentuales al crecimien-

to anual del PIB. Esta evolución del sector exterior con-

tribuyó a un sustancial aumento de las necesidades de

financiación de la economía española, mientras que el

avance de la demanda interna vino acompañado de una

fuerte ampliación de las necesidades de financiación de

las familias y de las empresas no financieras.

Respecto a años anteriores, la principal novedad ha sido la

aceleración de la inversión en bienes de equipo, sin embar-

go esta recuperación no ha sido suficiente para equilibrar

significativamente un patrón de gasto que sigue fuertemen-

te asentado en el consumo y en la inversión en construcción.

Es relevante destacar la capacidad de creación de

empleo de la economía española cuyo ritmo de creación

neta de empleo1 fue de un 3,1%, medio punto por enci-

ma del registrado en el año anterior. Este hecho ha per-

mitido reducir la tasa de paro a niveles que no se cono-

cían en las últimas décadas, a pesar del fuerte incremen-

to de la oferta de trabajo propiciado por las elevadas

1. El sector eléctrico en la economía española

13

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

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

PIB a precios de mercado 679.848 729.008 780.557 837.316 904.323 2,7 2,9 3,1 3,4

VAB a precios de mercado

Sector industrial (*) 119.217 129.605 134.458 139.164 144.872 0,7 0,9 0,7 2,5

Servicios destinados a la venta 412.001 443.889 473.806 507.387 544.577 2,6 2,8 3,5 3,9

Demanda interna 696.443 743.644 798.150 865.784 948.666 6,8 7,3 8,7 5,8

Consumo final 517.419 549.834 582.221 632.137 683.122 3,2 2,8 4,8 4,4

Inversión 179.024 193.810 215.929 233.647 265.544 3,4 6,2 3,9 7,2

Demanda eléctrica en barras de central (GWh) 217.111 221.609 237.020 248.732 259.950 2,8 7,1 4,1 4,5

Peninsular 205.630 209.640 223.892 235.315 245.434 2,8 6,9 4,0 4,3

Extrapeninsular 11.581 11.969 13.128 13.825 14.516 3,4 9,7 5,2 5,0

Consumos

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

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

(*) 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

1 Medido por el número de puestos de trabajo equivalente atiempo completo.

cifras de inmigración y el avance de la tasa de participa-

ción, en particular por la creciente incorporación de la

mujer al mercado de trabajo. La economía española ha

continuado avanzando en la convergencia con los países

de la Unión Europea, hasta alcanzar un 91% del nivel de

la renta per cápita de los 15 miembros anteriores a la

ampliación y del 98% para el conjunto de los 25.

En 2005 la demanda total de energía eléctrica, medida

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

4,5%, cuatro décimas inferior al registrado en el mismo

período del año anterior; la demanda de energía eléctri-

ca peninsular ha crecido un 4,3% respecto al año ante-

rior y la demanda de energía eléctrica en los sistemas

extrapeninsulares alcanzó los 14.516 GWh, un 5,0%

más que el año anterior. En los dos últimos años se

observa una tendencia a la desaceleración del crecimien-

to de la demanda eléctrica.

La demanda máxima de energía y potencia media hora-

ria se registró el 27 de enero con valores de 870 GWh y

43.378 MW, respectivamente, entre las 19-20 horas. La

potencia instalada aumentó en 5.255 MW, lo que supo-

ne un aumento del 7,7% respecto a la del año anterior.

De nuevo la estructura de la producción de energía eléc-

trica durante 2005 se ha visto condicionada por la esca-

sa producción hidráulica, siendo la participación de la

producción hidráulica del 9,1% frente al 14,4% del año

anterior. En 2005, la fuerte sequía ha dado lugar al índi-

ce de producible hidráulico más bajo de los últimos cua-

renta y ocho años, un 0,56. Las reservas de los embalses

se encontraban a finales de 2005 el 41,3% de su capaci-

dad total. Por otro parte, lo más destacado ha sido el

notable aumento de la participación de los ciclos combi-

nados en la producción, respecto a 2005. La producción

de energía eléctrica a través de los ciclos combinados ha

experimentado un incremento del 69,8%, con 49.208

GWh producidos, mientras que en términos de potencia

instalada la variación con respecto al año anterior es de

un 53,5% a nivel nacional y de un 48% en el sistema

peninsular. En el conjunto de los sistemas extrapeninsu-

lares, la demanda ascendió a 14.516 GWh, siendo

13.781 GWh en régimen ordinario y 735 GWh en régi-

men especial (40% eólica).

Respecto a la cobertura de la demanda interna, el 20,3%

ha sido cubierta con energía en régimen especial, y el

79,7% con energía en régimen ordinario. A su vez, la

producción bruta en régimen ordinario se reparte en un

9,1% la hidráulica, un 27,0% la nuclear, un 36,6% el

carbón, un 4,6% el fuel/gas y un 22,6% los ciclos com-

binados. Este último tipo de producción de energía eléc-

trica es la que más crecimiento experimenta con respec-

to al período anterior (8,6 puntos porcentuales más).

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 inver-

sión se observan tres fases bien diferenciadas: la primera,

expansiva, que comienza en 1997, con unos fuertes 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 modera-

do y con tendencia a la baja, alcanzándose un valor míni-

mo de un 2,5%; la tercera fase cubre 2002, año en el que

anota un 3,4%, continuando con la senda alcista en el que

2005 anota el tope de crecimiento con un 7,2%.

Por otro lado, la demanda interna y el consumo llevan un

ritmo de crecimiento muy parejo, convergiendo en 2004,

año en el que se registró una tasa de variación del 4,8%,

mostrando una fuerte relación ambas magnitudes. En

2005 la tasa de variación del consumo final vuelve a dis-

tanciarse de la demanda interna en casi punto y medio.

14

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cidad

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 cre-

cimiento por encima del 30% para 1997 y por encima de

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

de 2001. En 2005 la tasa de crecimiento del consumo de

gas natural anotó un 18,1% la más alta desde 2001.

1.1.1. Evolución de la producción y consumo

de energía eléctrica

En 2005, la producción eléctrica de España se cifró en

292.811 millones de kWh y supuso un crecimiento

anual del 4,5%, catorce décimas menos que en 2004. De

la producción bruta total, el 78% lo aportaron las insta-

laciones en régimen ordinario y el 22% restante las ins-

talaciones acogidas al llamado régimen especial que

incluyen, las renovables, los residuos y la cogeneración.

El 20% de la producción del sistema eléctrico nacional

fue producción de energía eléctrica nuclear, en concreto,

57.539 GWh.

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

crecimiento desde 1979 a 2005, 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 2005, es de 5,1%. La tasa

media acumulativa, calculada para cada uno de esos

períodos, es de un 3,0 y un 5,4%, respectivamente. La

tasa de crecimiento acumulada de producción de energía

eléctrica del último período anota un 77,5%

Por tipo de combustible en régimen ordinario, destaca la

mayor contribución de los combustibles fósiles con una par-

ticipación del 51% del total, incrementándose dicha partici-

pación respecto el año 2004 en un 18%, debido principal-

mente a la mayor contribución de la producción de gas natu-

ral que se situó del orden del 27%. También ha influido el

hecho de que, por segundo año consecutivo, en 2005 se

registró un fuerte descenso de la producción hidroeléctrica

de casi el 35%, consecuencia de la baja hidraulicidad, repre-

sentando una aportación de tan solo el 7% sobre el total de

producción. Otro hecho destacable es el descenso de la pro-

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Demanda eléctrica en b.c.

Consumos de productos petrolíferos

Demanda interna

Consumo

Consumos de gas natural

Inversión

%

0

5

10

15

20

25

30

35

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

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

Fuentes: INE y REE.

ducción nuclear en un 9,5% respecto de lo producido con

esta tecnología en el año 2004, motivado fundamentalmen-

te por la coincidencia en el tiempo de más de una central

nuclear parada, por recarga de combustible nuclear, y por las

paradas no previstas en Cofrentes y Vandellós II.

En el gráfico 1.1.3 se muestra la evolución del consumo

neto de energía eléctrica en España, medido en tasas de

variación. En 2005 el consumo neto ascendió a 250.796

millones de kWh, un 4,6% superior a 2004.

La media aritmética, para los mismos dos perío-

dos (1979-1993) y (1993-2005), de las tasas de

crecimiento son respectivamente 3,6 y 5,0%,

mientras que la tasa media acumulativa es de un

3,3 y 5,5%.

En los gráficos 1.1.4 y 1.1.5 se representan la evolu-

ción del consumo de gas natural y el consumo de

productos petrolíferos respectivamente, para el perí-

odo comprendido entre 1997 y 2005.

16

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cidad

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

6,1

1,4

3,3

4,6

5,9

2,6

5,0

1,1

2,5 2,5

4,4

7,3

3,9

6,77,3

3,4

6,9

-0,1

3,0

5,45,1

3,3

g 79-95 = 3,0

% Variación respecto año anterior

Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual

Tasa media acumulativa decrecimiento entre el periodoindicado

g =

%

6,8

g 94-05 = 5,4

4,5

Tasa acumulada de crecimientoentre el periodo indicado

t =

T 94-05 = 77,52

1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

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

(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)

Fuente: Unesa.

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

-1,0

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

1,0

4,33,6

3,1

4,8

7,37,0

5,9 5,9

3,2

4,1

-0,3

%

6,8

4,6

% Variación respecto año anterior

Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual

Tasa media acumulativa decrecimiento entre el periodoindicado

g = Tasa acumulada de crecimientoentre el periodo indicado

t =

1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004

5,0

3,6

t 94-05 = 72,82

g 79-95 = 3,3

2003 2005

g 94-05 = 5,5

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


Fuente: Unesa.

El gráfico 1.1.4 muestra el consumo español de gas

natural, medido en tasas de variación. En 2005 el consu-

mo de gas natural ascendió a 376.229 GWh, un 18,2%

superior a 2004. La media aritmética de las tasas de

variación del consumo de gas natural para el período

(1997-2005) es de un 16,6%, mientras que la tasa media

acumulativa es de un 16,38%.

El gráfico 1.1.5 muestra el consumo español de produc-

tos petrolíferos en tasas de variación. En 2005 el consu-

mo de productos petrolíferos ascendió a 74.746 miles de

toneladas, un 1,7% superior a 2004. La media aritmética

de las tasas de variación del consumo de productos petro-

líferos para el período (1997-2005) es de un 3,6%, mien-

tras que la tasa media acumulativa es de un 3,6%.

17

Ele

ctri

cidad

Variación Media aritmética Tasa media acumulativag =

%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

28,4

8,0

10,7 9,1

31,8

14,6

16,6

g 97-05 = 16,38

14,0

18,2

1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

15,2

Gráfico 1.1.4. Evolución del consumo de Gas Natural GWh


Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.

0

2

4

6

8

10

12

Variación Media aritmética Tasa media acumulativag =

%

4,8

9,5

2,6

4,9

0,5

2,5

3,6

g 97-05 = 3,6

2,8

1,7

3,4

1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

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.


1.1.2. Evolución de la población ocupada

y la participación del sector eléctrico

Como hecho relevante, cabe reseñar que como conse-

cuencia del cambio en la base poblacional (censo

2001), se han revisado todas las series que figuran en

este cuadro 1.1.2., a partir del año 1996.

Adicionalmente, desde el primer trimestre de 2005, se

han incorporado las nuevas variables obligatorias a

que se refiere el Reglamento (CE) 2257/2003, incor-

porando un nuevo sistema centralizado en la elabora-

ción de entrevistas y nuevo cuestionario. Por tanto, en

el primer trimestre de 2005, se produce una ruptura en

las series de algunas variables.

Los datos de población ocupada de la Encuesta de

Población Activa (EPA) revelan que durante 2005 el

número total de ocupados en España aumentó en más de

1.000.000, lo que supone un crecimiento del 5,6%, hasta

situarse en 18,9 millones de empleados.

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

tintos sectores de actividad. En concreto, en el sector

agrario, en la industria extractiva, en electricidad, gas y

agua, se registraron los menores crecimientos (1,2 y

1,8%, respectivamente), mientras que los sectores de la

construcción y servicios fueron los más dinámicos en la

creación de empleo. El empleo en el sector de la indus-

tria extractiva, electricidad, gas y agua anotó un creci-

miento de 3.000 ocupados más en 2005 frente al estan-

camiento del año anterior, mientras que la construcción

aumentó en un 4,6%, variación inferior a la experimen-

tada en el año anterior (7,2%). El crecimiento del

empleo en el sector servicios ha sido el más fuerte

(817.000 ocupados más que en 2004), anotando un 7,1%

frente al registrado en el período anterior, con un 4,7%.

Todos estos sectores en conjunto han ayudado al aumen-

to del empleo, creciendo un 5,6%, un 1,7% más que en

el período anterior.

Los sectores de electricidad, agua y gas son intensivos

en capital y absorben un bajo porcentaje del empleo

total. En 2005, la industria extractiva experimenta un

cambio de tendencia, aumentando el número de

empleados.

En los cuadros2 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-

lución de la población ocupada en los seis últimos años

(2000-2005).

18

Ele

ctri

cidad

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

(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

Como rasgos principales de esta evolución, puede desta-

carse, 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,

tendencia que se rompe en 2005 con un ligero aumento.

En segundo lugar, el empleo en el sector servicios pre-

senta un crecimiento continuo desde 1995, pasando de

19

Ele

ctri

cidad

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



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

ServiciosConstrucciónIndustriaAgrarioTotal

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

2000 2001 2002 2003 2004

20.000

2005

Gráfico 1.1.6. Población ocupada por sectores


2 Como consecuencia del cambio en la base poblacional (censo 2001), se han revisado todas las series que figuran en este cuadro, apartir del año 1996. Adicionalmente, desde el primer trimestre de 2005, se han implantado las nuevas variables obligatorias a que serefiere el Reglamento CE 2257/2003, sobre adaptación de lista de características de la EPA, por tanto, a partir del primer trimestre de2005, se produce una ruptura metodológica.

9,7 millones de ocupados en 2000 a 12,3 millones en

2005, lo que supone un crecimiento, en términos abso-

lutos, de 2,7 millones de personas en todo el período. En

tercer lugar, se observa un cambio de dirección en la

evolución estable en el sector extractivo, eléctrico, gas y

agua con una ganancia en torno a las 3.000 personas y,

por último, en el sector de las manufacturas se aprecia

un moderado aumento de población ocupada desde

2000, siendo el aumento de la población ocupada de

65.000 en 2005, el mayor desde el 2001.

20

Ele

ctri

cidad

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

Manufacturera (1)16,4%

Agrario5,3%

Construcción12,4%

Servicios65,0%

Gráfico 1.1.7. Distribución % de población ocupada por sectores año 2005



-6,0

-4,0

-2,0

0,0

2,0

4,0

6,0

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

8,0

10,0

2001 2002 2003 2004 2005

Gráfico 1.1.8. Tasa de variación anual en % por sectores



El gráfico 1.1.7. muestra la distribución porcentual de la

población ocupada por sectores de actividad en 2005,

poniéndose de manifiesto que el sector servicios da ocu-

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

gran distancia por el sector manufacturero con el 16,4%

y por la construcción con el 12,4%.

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

agua representan en términos de ocupación muy poco

en la economía española, ya que el primero va per-

diendo cada vez más ocupados tanto en términos abso-

lutos como relativos (con excepción de 2000 y 2005)

y, el segundo mantiene una ocupación estable a lo

largo del tiempo, con un leve descenso en 2000 y

2001, recuperándose con un incremento significativo

en 2003.

1.1.3. Evolución de los sectores productivos

de la economía y su participación

en el sector eléctrico

De acuerdo con las estadísticas de energía eléctrica del

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio corres-

pondientes 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

economía, porcentaje que se mantiene estable desde

1998. Los principales demandantes de energía eléctri-

ca como input en sus correspondientes procesos pro-

ductivos 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 eléctrica distribuida. Así, se ve

que la evolución de la demanda de electricidad está

muy vinculada a los movimientos registrados por estos

dos sectores.

El gráf ico 1.1.9. y cuadro 1.1.4 muestran la estruc-

tura 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 destina-

dos a la venta, el grueso del consumo eléctrico, un

55,06%, se registra en las ramas industriales, entre

las cuales la siderurgia y fundición, la petroquími-

ca y la química, la metalurgia no férrea y la ali-

mentación, bebidas y tabaco fueron las que partici-

paron en mayor medida en el consumo de electrici-

dad.

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

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 ener-

gética. En estos sectores operan un número muy

pequeño de empresas, que, además, suelen autoabaste-

cerse parcialmente 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 periodo anterior 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, siendo

de 12,3 y 20,8 MWh, respectivamente por debajo inclu-

so 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 consumo se

encuentra mucho más disperso que en los sectores

industriales.

21

Ele

ctri

cidad

1.1.4. Participación de la factura eléctrica

en el gasto total de los hogares

Aunque no hay tarifas que, en sentido estricto, pue-

dan considerarse de uso doméstico, las tarifas 2.0,

2.0 nocturna (2.0N), y 1.0 son las opciones tarifarias

generalmente aplicadas a las economías domésticas.

No obstante, en la facturación de estas tarifas se

incluyen consumos 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, así como el gasto total de los hogares en

euros corrientes, según la información obtenida de la

Encuesta de los Presupuestos Familiares.

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

22

Ele

ctri

cidad

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 2005

Gráfico 1.1.9. Clientes y energía por rama de actividad

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

23

Ele

ctri

cidad

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 1.870,00 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 3.642.676 100,0 176.216 100,0 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 2003

existe un segmento de clientes, cada vez más importan-

te, que no están sujetos a tarifa integral como se pone de

manifiesto en el gráfico 1.1.10 en el último año.

En 2005, la evolución conjunta de estas tres tarifas eléc-

tricas, como indicador del gasto doméstico en electrici-

dad, muestra un ligero descenso (-0,02%) respecto al año

anterior. Por tarifas, mientras que en la tarifa 2.0 descien-

de la facturación en un 0,58%, en la tarifa 1.0 aumenta un

3,19% y en la tarifa 2.0N lo hace en un 5,22%. En valor

absoluto, la facturación más alta se recauda a través de la

tarifa 2.0 con 6.515 millones de euros.

La tarifa doméstica que más contribuye a la recaudación

por facturación es la tarifa 2.0 con 6.515 millones de

euros, el 89,9% del total de facturación eléctrica de los

hogares, seguido de la tarifa 2.0 N con un 10,0% por

ciento y, por último, la tarifa 1.0 con un 0,1%.

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

ciente, pasando de 191.538 millones de euros en 1996 a

363.020 millones de euros en 2005. Esto supone un cre-

cimiento del 7,36% en la tasa media acumulativa en la

última década, sin embargo, la factura eléctrica de las tari-

fas anteriormente 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 1995 y 7.248 millones de euros en 2005).

La explicación del ligero descenso en la facturación de

estas tres tarifas eléctricas es que en 2005 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 con-

sumo de energía final para el período 1993-2005, según las

Estadísticas y Balances Energéticos del Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, medida en kilotoneladas

equivalentes de petróleo (Ktep). Durante 2005 la energía

eléctrica utilizada como energía final representó el 19,4%

del total de la energía consumida en términos físicos. Las

24

Ele

ctri

cidad

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.

otras energías finales consumidas fueron los productos

petrolíferos (un 58,3%), el gas (un 16,6%), las energías

renovables (un 3,5%) y el carbón (un 2,2%).

Entre las fuentes energéticas habitualmente empleadas, el

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

do de 5.131 Ktep en 1993 a 17.703 Ktep en 2005, repre-

sentando una tasa de crecimiento del 5,3% en 2005. La

electricidad es la segunda energía final con mayor ritmo de

crecimiento, registrando en 2005 un 4,4%. El petróleo

experimentó un crecimiento de un 1,06% en 2005.

El consumo de energías renovables se mantiene estable

a lo largo de estos últimos once años, siendo 2004 el año

de despegue en las energías renovables. En 1995 el con-

sumo 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

considerablemente, ya que en 2004 creció cerca del 9%

mientras que en 2005 se ha situado en un 0,4%, dos

décimas por encima de la tasa media acumulativa regis-

trada para el período 1993-2005.

El carbón mantiene una tendencia decreciente, reducién-

dose su consumo entre 1993 y 2005 a una tasa media anual

de un 2,5%, destacando, no obstante, que en 1998 se rom-

pió esa tendencia, ya que, respecto a 1997, experimentó un

crecimiento superior a un 9%. Desde el 2000 hasta el 2005

el consumo de carbón ha registrado tasas de variación

negativas, registrándose en 2005 la tasa más negativa, con

un descenso del 4,5% con respecto al año anterior, situán-

dose por primera vez por debajo de los 2.300 Ktep.

La evolución del consumo total de energía es durante

todo el periodo analizado (1993-2005) creciente. Sin

embargo, aunque la tasa de variación de 2005 es positi-

va, se observa un descenso en el crecimiento del consu-

mo de energía (2,2% en 2005 y un 3,77% en 2004).

25

Ele

ctri

cidad

Ktep

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

Carbón Productos petrolíferos Gas Electricidad Energías renovables

1993 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041994 19961995 2003 2005(*)

* Datos provisionales

Gráfico 1.1.11. Evolución del consumo de energía final

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

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 2005, 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 19,4% y un 16,6%, respectivamente

(frente a pesos en 2004 de 19 y 16,1% respectivamente),

seguidas de las energías renovables con un 3,5% (3,7%

en 2004) y el carbón con un 2,2% (2,4% en 2004).

Utilizando los datos del gráfico 1.1.11, medidos en

Ktep, se observa que en 2005, la electricidad se utilizó

1,17 veces más que el gas y 9 veces más que el carbón.

El petróleo es la energía final más empleada en España,

representando su consumo 3 veces el de la electricidad.

La evolución del consumo final de energía durante estos

trece años analizados, según la tasa media acumulativa

de las distintas energías finales es claramente favorable

para el gas con un 10,9%, la única que crece muy por

encima de la energía total, (cuyo crecimiento acumula-

do se sitúa en un 4%), seguido de la electricidad con un

5,0%, el petróleo con un 3,1%, las energías renovables

con un 0,2% y el carbón que tiene tasa media acumula-

tiva negativa de un 2,5%.

1.2. El sector eléctrico y la inversión

El gráfico 1.2.1 presenta, para el período 1995–2005, 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 de la inversión del sector eléc-

trico en la FBCF ha tenido tres periodos: inicialmente es

decreciente, pasando de un 2,3% en 1995 al 1,5% en

1998, año en el que hay un punto de inflexión, anotando

un 2,5% en 1999 hasta un 5,1% que registra en 2001 para

de nuevo volver a una trayectoria decreciente, registrando

un 2,8% en 2004. En 2005 cambia la tendencia decrecien-

te que registraba en los tres últimos años con un ligero

aumento de 3 décimas con respecto al ejercicio anterior.

Las inversiones en inmovilizado material e inmaterial

realizadas en 2005 por los principales grupos eléctricos

ascienden a 8.316 millones de euros, un aumento signi-

ficativo del 25,9% respecto al año anterior.

En valores absolutos la FBCF de la economía española

ha pasado de 96.250 millones de euros en 1995 a

265.544 millones de euros en 2005, un crecimiento de

169.294 millones de euros, lo que supone una tasa de

crecimiento media acumulativa para el período analiza-

do de un 10,7%.

Por su parte, la inversión en inmovilizado del sector

eléctrico ha pasado de 2.246 millones de euros en 1995

a 8.316 millones de euros en 2005, lo que supone una

tasa de crecimiento media acumulativa para el período

de un 14%, ritmo de crecimiento en términos relativos

más acelerado que el de la FBCF.

De acuerdo con los planes de inversiones previstos, las

empresas integradas en UNESA han centrado sus inver-

siones fundamentalmente en la construcción de nuevas

centrales de ciclo combinado y en instalaciones que uti-

lizan fuentes de energía renovables, sobre todo parques

eólicos. Según los datos provisionales, el total de inver-

siones realizadas durante 2005, se cuantifican en un

importe de 5.000 millones de euros, un 12,5% más que

en el año 2004, de los cuales 3.010 corresponden a

inversiones en generación y los restantes 1.990 millones

de euros en distribución.

Estas cifras responden, exclusivamente, a las actividades

eléctricas nacionales y se refieren en todos los casos a

26

Ele

ctri

cidad

inversiones en inmovilizado material realizadas entre el

1 de enero y el 31 de diciembre de 2005, 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.

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 eléc-

trico resultó notoriamente más alta que la tasa de varia-

ción de la FBCF en la economía nacional. Sin embargo,

de 2001 a 2004 esta fue inferior, volviendo a cambiar en

2005 en el que ambas tasas de variación son positivas.

27

Ele

ctri

cidad

0

Mill

ones

de

euro

s

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

%

101.463 109.992124.333

142.462

176.507191.004

233.647

2.246 2.250 1.971 1.811 3.520 6.625 8.986 6.932 6.604

96.250

5,1%211.334

6.785

3,2%

265.544

6.316

3,1%

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

175.000

200.000

225.000

250.000

162.806

2,3%2,5%

3,6%4,1%

2,2%1,8%

2,8%

1,5%

(P) Estimación provisional (A) Estimación avance

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0,0%

1,0%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 (P) 2002 (P) 2004 (A)2003 (P) 2005 (A)

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.

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

97-96 98-97 99-98 00-99 01-00 02-01* 04-0396-95 03-02 05-04

7,4

3,6

5,5 2,5 2,2 3,0

–8,1

94,4 88,2

35,6

–2,1

4,1 10,6

0,2

–12,4–22,9

–2,7

5,2

25,9

13,7

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.

1.3. El sector eléctrico y el sector exterior

El cuadro 1.3.1 muestra las importaciones y exportacio-

nes de electricidad desde 1995 a 2005, en relación con

el comercio exterior energético y el comercio total de

bienes. Se observa la escasa participación del saldo de

electricidad en el conjunto de bienes intercambiados con

el resto del mundo (2,72 por mil sobre las exportaciones

y el 2,02 por mil de las importaciones, en 2005).

Respecto de los intercambios exteriores de energía, la

electricidad supuso un 14,66 y un 62,68 por mil de las

importaciones y exportaciones energéticas, respectiva-

mente. En 2005, las exportaciones de electricidad han

descendido un 18,41% con respecto al ejercicio anterior

en el que experimentó un fuerte crecimiento. Las impor-

taciones continúan creciendo a un ritmo elevado, (anota-

do un 28,67% de crecimiento en 2005), aunque inferior

al del año anterior (crecimiento del 41% en 2004). Las

importaciones de electricidad siguen cada año teniendo

un mayor peso relativo respecto a los intercambios del

conjunto de bienes con el resto del mundo.

Las importaciones totales han aumentado un 11,02%

frente al año anterior, en el que aumentó un 12,59%.

Por sectores, las importaciones españolas han registrado

en 2005 aumentos muy significativos de un 36,8% y un

28,67% en el total del sector energético y en el eléctri-

co, respectivamente.

Las importaciones de productos energéticos han pasado

de los 19.185 millones de euros en 2003 a los 31.924

millones de euros en 2005.

Las exportaciones han aumentado un 4,52% en 2005

frente al año anterior, en el que aumentaron un 6,38%.

Por sectores, las exportaciones españolas han registrado

en 2005 un aumento de un 19,72% en el total sector

28

Ele

ctri

cidad

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 112.856 7.832 90 –5,14 0,75 11,49 99.850 2.060 34 –69,80 0,35 16,40

1999 139.094 9.949 130 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(p) 231.372 31.924 468 28,67 2,02 14,66 153.559 6.659 417 –18,41 2,72 62,68

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)

energético (inferior al 32% del período anterior) y con

respecto a las exportaciones de electricidad hay un des-

censo del 18,41%, rompiendo la tendencia de crecimien-

to que registraba en los últimos tres años.

Las exportaciones de productos energéticos han pasado

de los 4.219 millones de euros en 2003 a 6.659 millones

de euros 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 2005.

En 2005, España importó energía eléctrica principal-

mente de Portugal en un 54% mientras que el año ante-

rior fue Francia el país del que España importó más

electricidad un 58%; las exportaciones de energía eléc-

trica se realizaron principalmente a dos países: Portugal

con un 76% y Marruecos con un 10%.

1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico

El año 2005 ha vuelto a ser, por tercera vez consecutiva,

un año de resultados bursátiles positivos, a pesar de que el

alza en los precios del petróleo y la inflación han seguido

amenazando las perspectivas de crecimiento de los países.

A estos dos importantes factores, se suma la política

monetaria de sesgo alcista protagonizada por Estados

Unidos, y seguida de manera tímida desde Europa.

Las pautas que han marcado la evolución de la bolsa

española durante el 2005 han sido la solidez de los resul-

tados de las compañías cotizadas y una elevada liquidez

en el sector financiero internacional, que ha encontrado

en los mercados españoles un lugar destacado en el que

materializar sus estrategias de inversión.

La bolsa española ha tenido una ganancia superior al

18,20% en su índice IBEX-35, por delante de la bolsa de

Nueva York y la de Londres. La rentabilidad totalpara el

accionista (incluyendo dividendos) ha sido del 21,98%

medida a través del IBEX-35. Esta rentabilidad adicio-

nal del 3,78% respecto a las ganancias de capital es

reflejo de la relevancia adquirida por la retribución al

accionista por dividendos y otros pagos.

En 2005, la actuación de las Autoridades Monetarias,

tanto de la Reserva Federal Norteamericana como del

29

Ele

ctri

cidad

Francia5,5%

Portugal76,1%

Marruecos10,3%

Suiza2,2%

Otros3,1%

Andorra2,7%

Francia3,9%

Otros5,1%

Suiza4,3%

Portugal53,7%

Gráfico 1.3.1. Distribución de la importación de

energía eléctrica de España en 2005

Gráfico 1.3.2. Distribución de la exportación de

energía eléctrica de España en 2005

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

Banco Central Europeo, ha estado marcada por un cam-

bio en el signo de su política monetaria, que comenzó a

vislumbrarse en 2004 y que ha visto su consolidación en

2005. Así, la Reserva Federal Norteamericana ha subido

hasta siete veces los tipos, en escalones de 25 puntos

básicos, hasta dejarlo a finales de 2005 en el 4%. Por su

parte, el BCE realizó una sola subida, de un cuarto de

punto porcentual, hasta dejarlo en el 2,25%.

El volumen de contratación de la bolsa española alcan-

zó los 848.209 millones de euros negociados en el

Sistema Electrónico (SIBE), creciendo un 33,17%, y

registrando así alzas por tercer año consecutivo, lo que

la ha situado entre las diez mayores bolsas del mundo

por volumen de efectivo contratado y por capitalización

bursátil de las empresas que la componen. De hecho, la

capitalización en el mercado también ha marcado máxi-

mos, 855.311 millones de euros, en parte gracias al

mantenimiento de la confianza de los inversores.

Durante 2005, y en relación al incremento de la capita-

lización, destaca la incorporación a cotización de

Corporación Dermoestética como primera empresa del

mundo que cotiza dentro de su sector.

En el capítulo de remuneración al accionista, ésta ha

sido especialmente relevante en 2005, puesto que se han

roto todos los registros históricos de reparto de dividen-

dos, alcanzando un valor efectivo de 19.000 millones de

euros pagados hasta finales de noviembre, un 35% mas

que el mismo periodo del año anterior (14.077 millones

de euros).

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

2005 niveles sin precedentes, con tasas de crecimiento

del 55%, superando así a las ya elevadas cifras de años

anteriores. Entre enero y diciembre se negociaron

872.285 millones de euros de deuda corporativa, mos-

trándose una vez más como una de las principales fuen-

tes de financiación de la economía privada. En 2005, la

nueva deuda corporativa admitida a cotización registro

411.781 millones de euros, superando el máximo conse-

guido en 2004 (328.202 millones de euros).

Respecto a las operaciones de fusión y adquisición, en

2005, las operaciones más relevantes han sido protagoni-

zadas por Telefónica. La compañía de telecomunicaciones

culminó en enero de 2005 la adquisición de las operado-

ras móviles de Bellsouth en Latinoamérica, proceso que

había comenzado en la segunda mitad de 2004. Por otra

parte, en septiembre de 2005 terminó el proceso de acep-

tación de la OPA lanzada por Telefónica sobre la operado-

ra de telefonía de la República Checa, alcanzado su parti-

cipación en el capital de la misma el 69,4%. Por último,

en octubre de 2005, Telefónica anunció el lanzamiento de

una OPA vinculante sobre la totalidad del capital de la

operadora inglesa de telefonía móvil O2, por un importe

aproximado de 26.110 millones de euros. Además, duran-

te 2005, el atractivo de las compañías de mediano tamaño

cotizadas se ha vuelto a poner de manifiesto al convertir-

se en objetivo de inversores nacionales e internacionales,

en muchos casos compañías de capital riesgo.

Finalmente, respecto al proceso de fusiones y adquisi-

ciones, cabe destacar la OPA lanzada, el 5 de septiembre

de 2005, por Gas Natural sobre Endesa, y que, hasta el

momento, no ha sido resuelta.

La evolución bursátil de 2005 refleja, al igual que la de

2004, la consolidación y solidez del proceso de recupera-

ción experimentado por las empresas, proceso que se ini-

ció 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) finalizara el 2005

un 20,56% por encima respecto al cierre de 2004.

Por su parte, el IBEX-35 cerró el ejercicio 2005 en los

10.733,90 puntos, lo que supuso una revalorización del

18,20%.

30

Ele

ctri

cidad

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 1995-2005,

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.

En 2005 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. UNION FENOSA

junto con REE han sido las empresas eléctricas que

mayor crecimiento en su cotización han experimentado,

con un 62,43% y un 58,55% respectivamente. UNION

FENOSA es la empresa eléctrica que a cierre de 2005

tiene, por segundo año consecutivo la cotización más

elevada de los cuatro grupos eléctricos, con 31,43 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 se muestra la evolución de algunos

de los subíndices sectoriales más importantes desde su

estreno. De especial relevancia es la evolución de los

31

Ele

ctri

cidad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

subíndices de químicas y de construcción, que a finales

de 2005 acabaron con una revalorización de un 114% y

un 54% respectivamente. Por su parte, los subíndices

relacionados con la energía; electricidad y gas, y petró-

leo, finalizaron también por encima de sus niveles de

principios de 2005, con subidas del 27% y del 34% res-

pectivamente.

En el cuadro 1.4.3 se muestra la evolución desde 1997

del IBEX-35, junto al IBEX Utilities, IBEX Financiero y

IBEX Industrial. Estos tres últimos índices dejaron de

cotizar en junio de 2005, por lo que los valores que regis-

tran estos subíndices del IBEX-35, corresponden a 30 de

junio. La tasa de variación que anotan el IBEX Utilities,

el IBEX Financiero y el IBEX Industrial para ese mismo

período es de un 9,6, 3,6 y 16,2 %, respectivamente. Los

tres índices registraron un rendimiento inferior al del

IBEX-35. La rentabilidad de este último fue del 16,3%.

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 diaria

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 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 Utilities, hasta junio de 2005, tomando

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

En este gráfico se puede observar la importante revalo-

rización sufrida por todos los valores desde 1990 y el

excelente comportamiento de Gas Natural y de Unión

Fenosa, que en el periodo analizado ha visto crecer su

cotización por encima del 800%.

En el cuadro 1.4.4 están representadas las cotizaciones de

los cinco grupos empresariales eléctricos, ya citados, ade-

más de Gas Natural, Repsol y Cepsa a cierre del ejercicio.

32

Ele

ctri

cidad

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 2004-032003-02 2005-04

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

Fuente: Bolsa de Madrid.

33

Ele

ctri

cidad

Dic.

Dic.

Dic.

Dic.

Dic.

Dic.

Dic.

Dic.

JJuunn..

1998

-97

1999

-98

2000

-99

2001

-00

2002

-01

2003

-02

2004

-03

22000055

--0044

% m

edio

Sect

or19

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

042200

0055(%

)(%

)(%

)(%

)(%

)(%

)(%

)((%%

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umul

ativ

o

2004

/199

5

Ibex

Uti

litie

s11

.932

17.5

3722

.617

18.0

1917

.034

11.4

2915

.073

18.1

8319

.933

46,9

728

,97

–20,

33–5

,46

–32,

9031

,88

20,6

39,

639,

92

Ibex

Fin

anci

ero

6.84

78.

498

9.75

610

.400

8.95

86.

440

8.44

19.

007

9.33

524

,11

14,8

06,

60–1

3,87

–28,

1131

,07

6,70

3,64

5,62

Ibex

Ind

ustr

ial

5.23

37.

176

6.81

55.

137

5.15

94.

678

5.72

67.

306

8.49

037

,13

–5,0

3–2

4,63

0,43

–9,3

222

,39

27,6

016

,21

8,10

Ibex

-35

7.25

59.

837

11.6

419.

110

8.39

86.

037

7.73

79.

081

10.5

5835

,59

18,3

4–2

1,74

–7,8

1–2

8,12

28,1

717

,37

16,2

67,

26

Nota

: Ín

dice

s de

l cie

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el m

es.

Los

tres

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4.4.

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BEX

35.

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200

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Fuen

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Bol

sa d

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adrid

.

Cuad

ro 1

.4.3

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ices

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tori

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del

Ibe

x-35

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Ende

sa (

*)3,

264,

365,

5710

,22

8,05

10,3

313

,88

16,2

622

,60

19,7

118

,15

17,5

711

,15

15,2

517

,29

22,2

2

Iber

drol

a4,

034,

274,

066,

164,

886,

6711

,06

12,0

515

,96

13,7

613

,35

14,6

213

,35

15,6

718

,70

23,0

9

Unió

n Fe

nosa

3,16

3,44

2,52

3,61

3,29

4,39

8,38

8,77

14,7

517

,34

19,5

518

,18

12,5

514

,89

19,3

631

,43

Hid

roca

ntáb

rico

8,52

10,8

811

,72

26,1

421

,64

25,2

429

,78

13,3

815

,75

13,9

819

,90

26,5

0—

——

—

REE

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

6,00

10,0

510

,45

9,64

13,0

016

,50

26,1

6

Gas

Natu

ral (

**)

—3,

082,

954,

265,

679,

4715

,13

15,8

330

,95

22,8

719

,40

18,7

018

,07

18,5

522

,76

23,6

6

Reps

ol4,

205,

015,

548,

927,

157,

969,

9813

,02

15,1

723

,02

17,0

216

,38

12,6

015

,46

19,1

624

,67

Ceps

a (*

**)

—4,

815,

134,

926,

616,

657,

939,

2210

,56

9,77

9,20

12,4

917

,39

27,5

029

,70

38,6

5

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1997

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×1)

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1999

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×1)

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ro 1

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rgét

icos

(31

de

dici

embr

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cad

a añ

o en

eur

os)

34

Ele

ctri

cidad

ENDESAIBERDROLARED ELECTRICA DE ESPAÑA

20020

UNION FENOSAIBEX 35 - PRICE INDEX

50

100

150

200

250

300

2002 2002 2002

Gráfico 1.4.3. Comparativa de los principales grupos energéticos con el Ibex Utilities (1990-2004)

Fuente: Datastream.

IGM BANCOSIGM QUIMICASIGM TECNOLOGIA-TELECOMUNICACIONESIGM CONSTRUCCIONES

IGM ELECTRICIDAD Y GASIGM ALIMENTACION Y BEBIDASIGM PETROLEO

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

Gráfico 1.4.2. Cotización eléctricas - Ibex-35

Fuente: Datastream.

35

Ele

ctri

cidad

ENDESAIBERDROLAUNION FENOSAGAS NATURAL SDG

0

REPSOL YPFCEPSAIBEX UTILITIES

90

200

400

600

800

1000

1200

1400

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

Gráfico 1.4.2. Cotización eléctricas - Ibex-35

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

octavo ejercicio de este mercado, en esta sección se ofre-

ce 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 (la Compañía Operadora del Mercado Español

de Electricidad, S.A. – OMEL), que es el responsable de

la gestión económica del mercado, y el Operador del

Sistema, Red Eléctrica de España, que es el responsable

de la gestión técnica. En el 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,

se regulan un conjunto de reformas en el ámbito energé-

tico, modificando parte de las funciones que hasta ahora

venia realizando cada operador y atribuyendo al

Operador del Sistema la gestión económica de los mer-

cados que gestiona y que son de sus competencia.

Los vendedores en el mercado son los productores de

electricidad (empresas generadoras), los agentes exter-

nos (importaciones de electricidad) y los comercializa-

dores (importaciones de electricidad y energía proce-

dente de contratos bilaterales con productores en régi-

men especial); los compradores en el mercado son las

empresas distribuidoras (suministro a tarifa), los comer-

cializadores (venta a consumidores 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 10h. 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 seguridad

del suministro. En caso de existir restricciones técni-

cas, modifica, en colaboración con el Operador del

Mercado, el programa de producción, publicando los

resultados de esta gestión de restricciones técnicas a

las 14h.

— Red Eléctrica convoca y resuelve la subasta de banda

de regulación secundaria a subir y a bajar, cuyo

resultado se publica a las 16h.

2. La producción y la oferta eléctricas

37

Ele

ctri

cidad

— 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 producción y

consumo.

— El equilibrio entre la generación y la demanda en el

momento del suministro se sostiene mediante la uti-

lización de servicios complementarios.

2.1.2. Resultados del mercado en el año 2005

En el mercado de producción se ha negociado una ener-

gía de 230.731 GWh, lo que supone un aumento en

torno al 8,31% respecto al año 2004 (3,3 puntos porcen-

tuales superior al incremento de demanda en barras de

central, debido al aumento de la participación de insta-

laciones de régimen especial en el mercado), y que

representa aproximadamente el 93% de la demanda en

barras de central, de energía eléctrica en la Península. El

precio medio final del mercado ha sido de 6,242

c€/kWh. El precio del mercado diario ha representado

del orden del 89% del precio final, la garantía de poten-

cia alrededor del 7% y la solución a las restricciones téc-

nicas, banda de regulación secundaria y otros procesos

de operación técnica, el 4%.

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.

2.1.3. Participación en el mercado

Durante el año 2005, el consumo de energía en el mer-

cado libre se ha incrementado en un 15,7% respecto al

38

Ele

ctri

cidad

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

Precio final (c€/kWh) 5,076 5,477 6,408 5,162 5,251 7,029 7,466 6,006 6,551 5,995 6,510 7,676 6,242

Mercado diario 4,418 4,829 5,718 4,503 4,616 6,34 6,691 5,29 5,873 5,296 5,865 7,018 5,573

Mercado intradiario –0,002 0,000 0,000 –0,001 –0,002 –0,015 –0,023 –0,005 –0,018 –0,016 –0,016 –0,015 –0,018

Mercados de operación 0,209 0,194 0,242 0,212 0,194 0,255 0,349 0,271 0,251 0,273 0,218 0,226 0,238

Restricciones técnicas 0,091 0,067 0,031 0,036 0,032 0,043 0,089 0,052 0,052 0,071 0,045 0,05 0,055

Banda de regulación 0,073 0,091 0,142 0,122 0,127 0,15 0,183 0,177 0,174 0,156 0,119 0,12 0,136

Operación técnica 0,045 0,036 0,069 0,054 0,035 0,062 0,077 0,042 0,025 0,046 0,054 0,056 0,047

Garantía de potencia 0,451 0,455 0,448 0,448 0,444 0,448 0,45 0,45 0,446 0,442 0,443 0,447 0,448

Energía adquirida(GWh) 20.234 18.962 19.135 17.212 18.017 19.618 20.875 19.108 19.425 19.371 18.875 19.899 230.731

Mercado diario 18.695 17.558 18.852 16.654 17.473 19.075 20.525 18.677 19.076 18.732 18.330 19.644 223.290

Mercado intradiario 2.620 2.448 1.698 1.449 1.524 1.615 1.456 1.511 1.546 1.698 1.533 1.738 20.836

Operación técnica 839 672 804 669 653 692 709 713 593 549 669 837 8.401

Fuente: OMEL.

Cuadro 2.1.1. Sistema peninsular. Mercado eléctrico. Resumen 2005

año 2004, alcanzando el 38% del total de energía

demandada en el mercado. Sin embargo, el suministro a

tarifa no ha disminuido en la misma proporción respec-

to al año anterior, debido a que como se ha comentado

anteriormente se ha incrementado el volumen de energía

gestionada en el mercado en mayor medida que la

demanda en barras de central en el año 2005, debido a la

mayor participación de las instalaciones de régimen

especial (en particular la eólica). Estas instalaciones en

el año 2005 han multiplicado por tres las ventas de ener-

gía en el mercado respecto al año 2004, por lo que los

distribuidores han tenido que descontar menos energía

en sus previsiones de compras en mercado para el sumi-

nistro a tarifa, aumentando por tanto la cuota del sumi-

nistro a tarifa en mercado en mayor proporción que el

crecimiento natural de la demanda, y correspondiendo

dichas compras a un valor del 55% del total, según se

muestra en la tabla adjunta.

2.1.4. Hechos destacables durante el año 2005

En el año 2005 se sucedieron diversas modificacio-

nes interesantes de la normativa eléctrica. En primer

lugar, el Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo,

de reformas urgentes para el impulso a la productivi-

dad y para la mejora de la contratación pública, rea-

lizó reformas, entre otros, en los mercados energéti-

cos. En relación con el mercado eléctrico, el Real

Decreto-Ley modificó las definiciones, mecanismos

de clasificación e implicaciones de los operadores

principales y dominantes. También introdujo una

serie de obligaciones de suministro de información

sobre la formación de precios del mercado y aprobó

la puesta en marcha del Mercado Ibérico de la

Electricidad (MIBEL).

Este Real Decreto-Ley 5/2005 fue desarrollado con pos-

terioridad en 2005 a través del Real Decreto 1454/2005,

de 2 de diciembre, mediante el cual se modifican

artículos de los Reales Decretos 2019/1997; 1955/2000;

1435/2002; 2018/1997; 436/2004 y 2392/2004; así

como las Ordenes Ministeriales de 17 de diciembre de

1998, de 12 de enero de 1995 y el Reglamento

1496/2003, de 28 de noviembre. Entre las medidas que

contiene el Real Decreto 1454/2005 para profundizar en

la liberalización del sector eléctrico se encuentran las

siguientes: la reorganización de la estructura del merca-

do de producción de energía eléctrica; la racionalización

del desarrollo de las instalaciones de distribución; la

homogeneización de las condiciones de contratación en

los mercados libre y regulado; la exigencia de avales

para la tramitación de autorización de instalaciones de

generación; la racionalización del inventivo de las insta-

laciones de cogeneración con una potencia eléctrica ins-

39

Ele

ctri

cidad

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

Régimen ordinario 203.538 Distribuidores 131.708

Régimen especial 26.883 Comercializadores y cons. cualificados 90.477

Importaciones REE 3.440 Consumos bombeo 46.762

Importaciones (agentes externos y comercializ.) 4.647 Exportaciones REE 23

Exportaciones (agentes externos y comercializ.) 9.539

Fuente: CNE.

Cuadro 2.1.2. Energía neta (GWh)

talada superior a 50 MW y medidas de protección al

consumidor.

A un nivel más práctico, mediante sendas Resoluciones

de 24 de junio de 2005, de la Secretaría General de

Energía, se modifican determinadas Reglas de

Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía

Eléctrica y los Procedimientos de Operación 3.1

(Programación de la Generación) y 3.2 (Resolución de

Restricciones Técnicas), para su adaptación al nuevo

procedimiento de resolución de restricciones técnicas

dispuesto en el Real Decreto 2351/2004, de 23 de

diciembre.

Por último, y en relación al mercado minorista, cabe

mencionar la publicación de la Resolución de 28 de

diciembre de 2005, 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 liquida-

ción 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, distin-

guiendo 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 eléctri-

ca; por tanto, la cobertura de la demanda de energía

eléctrica se ha basado en las decisiones económicas de

los agentes. Durante 2005, la oferta eléctrica ha conti-

nuado fundamentalmente en manos de las empresas

eléctricas tradicionales, y varios agentes externos, entre

los que destacan: Electrabel, EDF, EDP, EnBW,

Electrizitäts Gesellschaft Laufenburg AG, REN y ONE,

que han efectuado operaciones de compra/venta en el

mercado peninsular. Además, a lo largo del año 2005, el

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio concedió la

autorización de agente externo a la Compagnie

Nationale du Rhône y a Shell Energy Trading Limited.

Respecto a los contratos bilaterales físicos, durante el

año 2005 se han ejecutado contratos por un volumen de

7.660 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 informa-

ción básica sobre esta actividad en su conjunto, anali-

zando la composición del parque generador y el origen

primario de la electricidad generada y se ofrece infor-

mación 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 2005 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 ordina-

rio se ha incrementado en 2005 en 3.589 MW, quedando

una capacidad instalada a 31 de diciembre de 55.003

MW.

40

Ele

ctri

cidad

Las altas y bajas han sido las siguientes:

El gráfico 2.2.3 recoge cómo se realizó la cobertura de

la demanda el día de mayor demanda de potencia

media horaria de 2005 en el sistema eléctrico peninsu-

lar. Esa máxima demanda de potencia se produjo el día

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

media horaria de 43.378 MW. Esta demanda de poten-

cia fue cubierta con un 47% de producción térmica, un

17% de nuclear, un 13% de hidráulica, un 20% de

régimen especial y un 3% con intercambios interna-

cionales.

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

la demanda peninsular de energía eléctrica en barras de

central en el año 2005, fue de 246.873 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 periodo comprendido entre 1990 y 2005.

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 cuatro últimos años así como que

continúa estable el crecimiento la energía de las instala-

ciones de régimen especial y que está en torno a un 10-

15% anual. Por lo que se refiere al último año, en 2005

se ha producido un importante descenso un nuevo des-

censo de la producción hidráulica (31,4%), debido a la

41

Ele

ctri

cidad

PotenciaGrupo Tipo (MW)

Altas

Aceca 3 Ciclo combinado 359

Aceca 4 Ciclo combinado 361

Amorebita Ciclo combinado 773

Arcos 3 Ciclo combinado 812

Cartagena 1 Ciclo combinado 395



Palos de la Frontera 3 Ciclo combinado 384

Bajas

Besos 2 Fuel-Gas 300

Fuente: REE.

Cuadro 2.2.1. Altas y bajas en el equipo generador

MW

Fuel + Gas Carbón Nuclear Hidráulica Régimen especial Ciclo combinado

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 20040

20.000

40.000

60.000

80.000

70.000

50.000

30.000

10.000

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

Fuentes: REE.

mala hidraulicidad del año que se suma al descenso de

23,4% que se registró en 2004. También se ha reduci-

do en 2005 la generación nuclear (-9,6%) y del carbón

nacional (-0,5%). Por el contrario, se han producido

un aumento del gas (64,2%), la producción con fuel

(24%), la de carbón importado (6,4%), y la energía

procedente de instalaciones de régimen especial

(10,1%).

Una muestra del importante aumento de la energía

producida anualmente por las instalaciones en régi-

men especial es la diferencia cada vez mayor entre la

demanda en barras de central y la producción en

régimen ordinario llevada a cabo por las empresas

eléctricas, como puede observarse en el gráfico

2.2.5.

La creciente importancia de las instalaciones de régi-

men 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 50.175 GWh

en 2005.

42

Ele

ctri

cidad

%

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

13

17

Térmica Nuclear

Hidráulica Régimen Especial

Intercambios

47

20

3

Gráfico 2.2.3. Gestión de oferta eléctrica el día de

mayor demanda de potencia.

Estructura por tipos de central (%)

Fuente: Red Eléctrica.

Años

0

100.000

150.000

200.000

250.000

50.000

300.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

GWh

Hidroeléctrica Nuclear Carbón nacional Carbón importación Gas Fuel-oil Adquirido Autoproductores Ciclo Combinado

Gráfico 2.2.4. Evolución de la explotación de la oferta


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

periodo 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

y con 1.343 en 2005.

Una de las características de la generación en el Sistema

Eléctrico Nacional es la asimetría entre la potencia ins-

43

Ele

ctri

cidad

2005 2004 % Δ 2005-2004

Hidroeléctrica 20.416 29.750 –31,4

Nuclear 57.528 63.637 –9,6

Carbón nacional 63.396 63.715 –0,5

Carbón importado 13.916 13.073 6,4

Gas 5.137 3.747 37,1

Fuel 4.898 3.950 24,0

Ciclo Combinado 48.601 28.981 67,7

Régimen especial 50.175 45.572 10,1

Intercambios internacionales –1.343 –3.026 -55,6

Consumos en generación –9.125 –8.702 4,9

Consumos en bombeo –6.725 –4.603 46,1

Demanda 246.874 235.567 4,8


Cuadro 2.2.2. Balance de energía eléctrica peninsular en GWh. Años 2003 y 2004

Prod

ucci

ón n

eta

y de

man

da. G

Wh

50.000

Régi

men

Esp

ecia

l GW

h

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

0

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

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042001

200.000

250.000

100.000

150.000

50.000

0

Años2003 2005

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


talada del régimen ordinario y la contribución a la gene-

ración de electricidad de estas mismas instalaciones. En

el gráfico 2.2.6 se comparan las estructuras de potencia

instalada y de generación correspondientes a 2005.

Como puede observarse, los medios de producción de

los que dispone el sector eléctrico se utilizan de forma

muy diferente según el tipo de central. Así, el 12% de la

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

contribuyó en 2005 al 5% de la producción total bruta.

Las centrales nucleares, sin embargo, con una potencia

instalada similar (14%), produjeron el 27% de la energía

en 2005.

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

la contribución de las centrales hidráulicas a la produc-

ción de 2005, fue del 9%, dato sensiblemente inferior al

de 2004 (15%) dada la escasa hidraulicidad de este año.

La potencia instalada en centrales hidráulicas represen-

ta el 30% del total, lo cual indica claramente la impor-

tancia del producible hidroeléctrico anual, y la impor-

tante diferencia que puede haber en la cobertura del sis-

tema dependiendo del tipo de año, húmedo o seco, que

haya habido. Por último, las centrales de carbón (21% de

la potencia instalada) generaron el 37% de la energía en

2005.

Sistemas extrapeninsulares

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

ración eléctrica en los sistemas extrapeninsulares, esto

es, las Islas Baleares, las Islas Canarias, Ceuta y Melilla.

La potencia total instalada en el conjunto de los sistemas

extrapeninsulares (régimen ordinario y régimen especial)

a 31 de diciembre de 2005, es de 4.079 MW, 79 MW más

que en 2004. El incremento se debe esencialmente al

aumento de las instalaciones de generación con gas,

minorado con un ligero descenso del régimen especial.

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

tema extrapeninsular, ha sido de 14.515 GWh, lo que

supone un crecimiento del 4,9% respecto a la demanda

de 2004.

Esta demanda ha sido cubierta principalmente por la

generación con combustibles líquidos (73%) y, en

44

Ele

ctri

cidad

%

100

80

60

40

20

0

Estructura de ProducciónEstructura de Potencia

Fuel oil-Gas Carbón Nuclear Hidráulica

21%

30%

14%

22%

37%

5%

9%

27%

23%

Ciclo Combinado

12%

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


menor medida, por la generación con carbón (22%). En

el siguiente gráfico se muestra la cobertura de la deman-

da por las distintas fuentes, excluyéndose el consumo en

generación.

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, incluye aquellas

instalaciones con tensiones iguales o superiores a 220

kV y las interconexiones internacionales. En la

Península, este transporte se realiza en su mayor parte

por Red Eléctrica, en tanto que los sistemas extrapenin-

sulares lo tanto en Baleares como en Canarias la empre-

sa 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 2005, de

16.808 km., lo que supone el 99,8% del total de circui-

tos a 400 kV, en tanto que las restantes empresas trans-

portistas propietarias a esa tensión no tienen más que 38

km., es decir, el 0,2%.

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

edora de 16.288 km., el 98,5 por ciento del total, frente

a los 245 km. propiedad de otras empresas (el 1,5 por

ciento) (gráfico 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.

45

Ele

ctri

cidad

Potencia Demanda (GWh) Demanda (GWh) % variaciónMW 2005 2004 2005/2004

Generación hidroeléctrica 1 0 0 0%

Generación con carbón 510 3.518 3.738 –5,9%

Generación con combustibles líquidos 3.329 11.453 10.215 12,1%

Consumos generación — –1.191 –852 39,8%

Adquirido al régimen especial 239 735 731 0,6%

Total 4.079 14.515 13.832 4,9%


Cuadro 2.2.3.

4,7%

72,9%

0%

22,4%

Hidráulica Carbón Combustibleslíquidos

Régimenespecial

Gráfico 2.2.7.

Fuente: REE y CNE.

En el gráfico 2.2.10 se puede observar que en los últi-

mos años se ha producido un impulso importante de las

instalaciones de 400 KV frente a las de 220 KV. Hay que

tener en cuenta que en dichos años se vienen realizando

diversas repotenciaciones de líneas de 220 kV para su

conversión a líneas de 400 kV y que se están aprove-

chando las trazas existentes de las líneas de transporte

de 220 kV para la construcción de nuevas líneas de 400

kV (ver gráfico 2.2.10).

Por otra parte, la capacidad de transformación total del sis-

tema 400/AT asciende en 2005 a 56.022 MVA. De esa

cifra, 55.222 MVA pertenecen a Red Eléctrica y 800 MVA

a otras compañías (98,6 y 1,4 por ciento, respectivamente).

46

Ele

ctri

cidad

REE99,8%

Otras0,2%

REE98,5%

Otras1,5%

Red de 400 kVTotal km = 16.846

Red de 220 kVTotal km = 16.533

Gráfico 2.2.9. Propiedad de la red de transporte. Año 2005 (sistema peninsular)


km

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

220 kV400 kVAños

6.000

8.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042001 2003 2005

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


Durante el año 2005 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. Ésto ha

sido necesario para poder afrontar el incremento de

generación previsto procedente de los futuros ciclos

combinados y parques eólicos, así como el consumo

previsto para el tren de alta velocidad.

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 continuará siendo fijada administrati-

vamente, evitándose así el posible abuso de las posi-

ciones 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 establecerá

reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que

haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los

siguientes criterios: costes de inversión, operación y

mantenimiento de las instalaciones, energía circulada,

modelo que caracterice las zonas de distribución, los

incentivos que correspondan por la calidad de suminis-

tro y la reducción de pérdidas, así como otros costes

necesarios para desarrollar la actividad”.

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.

Durante este año la CNE ha continuado con los trabajos

de desarrollo de la propuesta de modelo retributivo para

la actividad de distribución de electricidad.

Durante este periodo, se han realizado avances signifi-

cativos tanto en los desarrollos de carácter técnico, abor-

dando el desarrollo del modelo de red de referencia,

como en los desarrollos de carácter económico, avan-

zando en el conocimiento y definición de la información

regulatoria de costes, a remitir por las empresas distri-

buidoras a la CNE. En este sentido se publicó con fecha

16 de agosto en el BOE, la Orden Ministerial

ITC/2670/2005 por la que se determina la información

que los distribuidores de energía eléctrica deben remitir

a la CNE para la elaboración de una propuesta de nueva

metodología de retribución a la distribución.

La principal empresa distribuidora en la península en el

2005 es Iberdrola Distribución, con el 39,71% de la dis-

tribución como se puede observar en el gráfico 2.2.11.

No obstante, la empresa Endesa Distribución está muy

próxima, teniendo una cuota de mercado del 38,95 %,

con lo que resulta que los dos principales grupos eléctri-

cos del país distribuyen el 78,66% de la energía.

El gráfico 2.2.12 ofrece una visión del reparto del mer-

cado español por las principales empresas distribuido-

ras, incluidas las Islas Baleares y 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 segun-

47

Ele

ctri

cidad

48

Ele

ctri

cidad

IB39,71%

FEVASA0,01 %

UEF14,86%

SOLANAR0%

ENDESA38,95%

VIESCO2,34%

HC2,34%

Gráfico 2.2.11. Energía eléctrica distribuida peninsular. Año 2004: 216.144 GWh

Fuente: CNE.

Grupo Endesa

Iberdrola

Unión Fenosa

Cantábrico

Viesgo

Gráfico 2.2.12. Mercado de la electricidad en España

Fuente: CNE.

do en la zona Sur y Noreste, asimismo aparece como ya

ha sido comentado un nuevo agente en la zona de

Asturias. Por último, a pesar de que no se refleja en los

gráficos, prolifera un gran número de pequeñas empre-

sas distribuidoras, alrededor de 350.

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

para el ejercicio de 2005 se ha actualizado la correspon-

diente a 2004 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 2005

el 73,76 % del total de costes regulados, esto es

3.456.334 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, será de aplicación tanto para

las empresas distribuidoras que estaban acogidas al Real

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

incluso para las nuevas empresas distribuidoras que pue-

dan establecerse.

El Real Decreto 2392/2004 por el que se establece la

tarifa eléctrica para el 2005, en su Anexo VIII establece

la retribución de la actividad de distribución por empre-

sas o agrupaciones de empresas peninsulares.

Para los distribuidores sujetos a la disposición transito-

ria undécima de la Ley 54/1997 se establece que pue-

den solicitar la aplicación del nuevo régimen económi-

co, que este será obligatorio para los crecimientos

superiores al vegetativo y que podrán solicitar compen-

sación por la pérdida de ingresos por consumidores

cualificados conectados a sus redes. Los nuevos distri-

buidores deben solicitar la inclusión en el nuevo régi-

men 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 de la nueva figura

del comercializador. Así mismo, los consumidores cua-

lificados podrán comprar la energía a los generadores

por medio de contratos 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

Distribución Eléctrica (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

periodo 1988-2005.

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 desde esta actividad a la actividad de distribu-

ción. Estos costes de comercialización tienen poco peso

en el total del sector. Así, en el año 2005 estos costes

fueron de 292.441 miles de euros, lo que representa alre-

dedor del 6,24% de los costes regulados.

49

Ele

ctri

cidad

50

Ele

ctri

cidad

IB41,48%

FEVASA0,01 %

UEF14,55%

SOLANAR0,00%

ENDESA39,16%

VIESCO2,34%

HC2,46%

Gráfico 2.2.13. Número de pólizas por subsistemas año 2005. Total pólizas: 23.481.553

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 200420011990 2003 2005

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 negociada

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 expe-

diente de tarifas aprobado a finales de 2004 para el ejer-

cicio de 2005, como de los derivados de la liquidación

de ingresos y costes de las actividades reguladas núme-

ro 14, efectuada a cuenta por la CNE. Ha de tenerse pre-

sente, en este último aspecto, que, si bien el R.D. de tari-

fas 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 liqui-

daciones definitivas, ni de cantidades ni de precios, del

mercado de producción; por otra parte los datos de las

liquidaciones están pendientes de las correspondientes

verificaciones e inspecciones, de forma que únicamente

tras la resolución de éstas cuestiones podrá tener carác-

ter definitivo la liquidación anual que se realice.

De acuerdo con el expediente de tarifas, la estimación

del precio medio de la electricidad era para 2005 de 7,86

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 5,21 cent €/kWh, un coste de trans-

porte y distribución de 1,84 cent €/kWh y un coste de

comercialización de 0,13 cent €/kWh. Por otra parte,

los costes permanentes del sistema eran 0,24 cent

€/kWh, por el déficit tarifário de años anteriores y por

la revisión del coste de generación de los sistemas extra

peninsulares se preveían 0,13 cent €/kWh, los costes de

diversificación ascendían a 0,27 cent €/kWh. quedando

para los CTC´s una cifra de 0,05 cent €/kWh, .

Frente a esas previsiones (gráfico 3.1.1), la liquidación

a cuenta número 14 por tarifas integrales arroja un pre-

51

Ele

ctri

cidad

3. Facturación de energía y empresas eléctricas

Coste de generaciónde empresas eléctricas

y autoproductores

Expediente Liquidación5,21 7,96

Costes permanentes

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


Costes de diversificaciónExpediente Liquidación

0,27 0,26

Déficit + Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación

0,13 0,13

Costes de transición a la compe. Expediente LiquidaciónCTC’s 0,05 –2,57

Comercialización del dist.Expediente Liquidación

0,13 0,14

Transporte y distribuciónExpediente Liquidación

1,84 1,97

y otros

Demanda (GWh)Expediente Liquidación151.217 151.270

Precio medioExpediente Liquidación

7,86 7,96

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

Fuente: Expediente de tarifas y CNE.

cio medio de venta de 7,95 cent ?/kWh (0,09 cent ? supe-

rior al del expediente). Por otra parte se ha producido un

mayor coste de la energía adquirida por los distribuidores,

para sus ventas a tarifa, a las empresas eléctricas y auto

productores: 7,96 cent €/kWh, 2,75 cent € mas que lo

previsto en las estimaciones iniciales. La diferencia entre

los precios de compra y de venta estimados con los res-

pectivos precios de la realidad han producido, como con-

secuencia, un déficit tarifario de 3.800 millones de € .

El gráfico 3.1.2 detalla cada uno de los componentes de

la liquidación 14 de ingresos por tarifas reguladas de

2005, en tanto que el gráfico 3.1.3 muestra la participa-

ción de cada uno de los costes sobre los ingresos totales

de la liquidación mencionada.

Los consumidores cualificados

Por otra parte, en 2005 unos 2.000.000 de consumidores

adquirieron su energía (87.746 GWh) en el mercado

libre de electricidad. En el gráfico 3.1.1 bis se ofrece la

liquidación de los costes regulados correspondientes a

estos consumidores así como una estimación del coste

de su energía, dado que sus precios son libremente pac-

tados y por tanto desconocidos, dicha estimación no

tiene en cuenta el margen del comercializador, basándo-

52

Ele

ctri

cidad

Clientes a tarifas

Coste de adquisiciónenergía mercado 9.356.786

Generadores

Coste de adquisiciónenergía régimen especial 2.690.964

Generadores

Coste del transporte 617.009

REE 446.315Empresas eléctricas 170.694

Coste de distribucióny comercialización 2.356.305

Distribuidores

Costes de diversificacióny seguridad de abastecimiento 394.786

Comp. régimen especiale interrumpibles 10.291Comp. moratoria nuclear 363.7922.ª parte del ciclo C.N. 20.703

Costes permanentesdel sistema eléctrico 285.768

Operador del mercado 6.821

Operador del sistema 23.455CNE 8.257Comp. E. extrapeninsulares 247.255

Otros costes 227.143

Déficit años anteriores 209.105Revisión generación extrapeninsular 18.038

CTC’s –3.741.315

Prima carbón 69.205Resto CTC’s por diferencias y otros –3.810.520

Liquidación 14. Año 2003 (Miles de €)

INGRESOS 12.022.382

Venta de energía 11.966.841

Otros ingresos 55.541

Distribuidores

Gráfico 3.1.2. Liquidación de ingresos por tarifas reguladas

Fuente: CNE.

se únicamente en el precio medio para los comercializa-

dores, consumidores cualificados y agentes externos

derivado del mercado organizado de producción.

Obviamente los costes de la energía en el mercado libe-

ralizado no son objeto de liquidación, realizamos aquí

éste ejercicio para ofrecer una idea aproximada de los

53

Ele

ctri

cidad

Liquidación 14. Año 2005

Moratoria nuclear1,9%

Com. R.E. e Int.0,1%

Déficit + Rev. g. ext.1,0%

Transporte3,1%

Energía mercado47,6%

Energía R. Especial13,7%

Op. mercado y Op. sistema0,2%

CTC’s19,0%

Distribución12,0%

Com. Extrapen.1,3%

CNE0,0%

Gráfico 3.1.3. Retribución del sector eléctrico vía tarifa

Coste de generaciónen el mercadoorganizado (*)

Expediente Liquidación 5,98

Costes permanentes

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


Costes de diversificaciónExpediente Liquidación

0,07 0,08

Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación

0,04 0,03

Costes de transición a la compe.Expediente Liquidación

CTC´s 0,13 0,15

Comercialización del dist.Expediente Liquidación

0,12 0,11

Transporte y distribuciónExpediente Liquidación

1,70 1,64

Demanda (GWh)Expediente Liquidación

84.655 87.746

Precio medioExpediente Liquidación

8,13

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

(*) Estimación.

Fuente: CNE.

costes de la electricidad para los consumidores que

adquieren su energía en dicho mercado y los presenta-

mos de una manera similar a los costes soportados por

los consumidores a tarifa, repitiendo una vez más que

sólo son objeto de liquidación los conceptos regulados

(ingresos por peajes, cuotas y CTC´s así como los cos-

tes de transporte y distribución)

El gráfico 3.1.2 bis detalla cada uno de los componentes

de ingresos (los correspondientes a ventas de energía

son una estimación) y costes, de los cuales los corres-

pondientes a la adquisición de energía en el mercado son

una estimación y no son objeto de liquidación.

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,

54

Ele

ctri

cidad

Clientes cualificadosINGRESOS 7.132.655

Venta de energía 5.247.211Peajes 1.885.444

Comercializadoresy distribuidores

Coste de la energía 5.247.211

Comercializadores

Coste del transporte 319.949

REE 231.436Empresas eléctricas 88.513

Coste de distribucióny comercialización 1.221.861

Distribuidores

Costes div. y seg. abastecimiento 71.031

Comp. moratoria nuclear 56.8252.ª parte del ciclo combust. nuclear 9.596Comp. RE e interrumpibles 4.710

Costes permanentes del sistema 132.096

Operador del mercado 3.186Operador del sistema 10.818CNE 3.770Comp. insul. y extrapen. 114.322

Otros costes 30.687

Déficit años anteriores 27.219Revisión generación extrapeninsular 3.468

CTC´s

Imputados en los consumos a tarifas

Generadores

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

Fuente: CNE.

consumidores cualificados y agentes externos, es

decir sería el precio pagado por un consumidor que

hubiese realizado sus compras de electricidad directa-

mente 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.

55

Ele

ctri

cidad

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

CNE0,05%

CTS’s0%

Op. mercado y Op. sistema0,20%

2.ª Parte ciclo nuclear0,14%

Moratoria nuclear1,23%

Transporte4,58%

Energía mercado75,04%

Distribución17,48%

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

cent

. €

Coste a mercado (*)Coste a tarifa

Energía Trans. Distr. Otros

El coste de la energía. 200512

10

8

6

4

2

0

–2

–4

–1,98

7,96

1,97

5,98

1,76

0,39

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.

56

Ele

ctri

cidad

3.2. Evolución económico financiera de losprincipales grupos empresarialeseléctricos

Evolución de los resultados

Los estados financieros consolidados adjuntos del ejer-

cicio 2005 son los primeros que presentan los principa-

les grupos eléctricos aplicando las normas internaciona-

les de contabilidad adoptadas por la Unión Europea

(NIIF-UE), que requieren con carácter general, que los

estados financieros presenten información comparativa.

Por tanto las cifras consolidadas del ejercicio 2004 que

se muestran también han sido obtenidas bajo la aplica-

ción de las NIIF-UE vigentes a 31 de diciembre de 2005,

lo que permite la comparación de ambos ejercicios con

criterios homogéneos.

Los estados financieros consolidados del sector eléctri-

co resultan de la agregación de los siguientes grupos

eléctricos: ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN FENO-

SA, CANTÁBRICO y RED ELÉCTRICA DE

ESPAÑA.

El beneficio después de impuestos, registrado en 2005

por los grupos empresariales ENDESA, IBERDROLA,

UNION FENOSA, CANTÁBRICO Y RED ELECTRI-

CA, ha sido de 6.359 millones de euros, lo que supone

un incremento de un 81,7% sobre los 3.499 millones de

euros obtenidos en 2004. Este fuerte crecimiento del

beneficio neto consolidado del sector eléctrico es debi-

do en su mayoría al aumento experimentado por

ENDESA en su resultado neto en un 126%. Así,

ENDESA de los 3.757 millones de euros que anota

como resultado neto en 2005, 1.486 millones de euros

corresponden a beneficios por operaciones disconti-

nuas, en concreto, por la venta de activos, fundamen-

talmente los de AUNA, que representaron el 86% de la

venta total de activos.

La distribución del beneficio neto agregado del sector

eléctrico es de un 59% para ENDESA, un 22% en

IBERDROLA, un 13% en UNIÓN FENOSA, un 3,15%

en CANTÁBRICO y un 2,55% en REE.

Por su parte, el beneficio de explotación alcanzó los

8.088 millones de euros, un 33% superior a los 6.088

millones de euros de 2004.

Los ingresos de explotación han pasado de 29.100

millones de euros en 2004 a 39.238 millones de euros en

2005 (34,8% de incremento). A pesar que las compras y

consumos de aprovisionamientos han aumentado un

52% con respecto al ejercicio anterior, el margen regis-

tra un aumento del 20%, alcanzando los 18.493 millones

de euros.

El resultado financiero es negativo, anotando un valor

de 2.399 millones de euros, que supone un incremento

del 14%, debido fundamentalmente la reestructuración

de la deuda financiera de algunos grupos eléctricos.

Cabe destacar como hecho significativo la adquisición

del 100 % del capital social de REDALTA por parte de

REE. Consecuencia de ello, algunas partidas de los

balances han experimentado una variación significativa

como consecuencia directa de la adquisición de las

acciones de REDALTA por parte de REE y de que

INALTA ha pasado a depender 100 % de REE. En este

sentido, REE ha procedido a reestructurar tanto su

deuda como la deuda de INALTA. REE refinancia,

mediante un crédito intragrupo a corto plazo, la deuda a

largo plazo preexistente en INALTA.

En 2005, el beneficio por operaciones discontinuas

anota 1.624 millones de euros frente a los 299 millones

de euros del mismo período de año anterior, una fuerte

subida de un 442%. Como anteriormente se ha señalado,

este hecho tiene su explicación en la venta de activos

que ha realizado ENDESA por importe de 1.486 millo-

nes de euros, representando un 92% del total del resul-

tado por operaciones discontinuas.

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 2005, el

agregado de los beneficios netos de las sociedades

dominantes representa un 90% del beneficio neto global

y el resto corresponde a los socios minoritarios.

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

que el inmovilizado representa un 74% del activo

total, el circulante, un 16%, el fondo de comercio de

consolidación un 5% y los impuestos diferidos repre-

sentan el 5% restante.

En el pasivo, los fondos propios representan un 24%

del total, los socios externos un 6%, ingresos diferidos

un 3%, provisiones un 7%, los acreedores a largo plazo

un 36%, pasivo fiscal diferido un 3% y el pasivo circu-

lante un 21%.

El activo total agregado anota 114.786 millones de euros

lo que supone un crecimiento del 18,2%. El fondo de

maniobra para los dos años analizados es negativo, sien-

do 2005 el año que marca el techo con 5.588 millones de

euros.

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

didas y ganancias y el balance consolidados de 2004 y

2005, en millones de euros, de los cinco principales gru-

pos eléctricos considerados.

57

Ele

ctri

cidad

Cuota de resultados de:2004 % 2005 % Variación año

s/Ingresos s/Ingresos anterior (%)

INGRESOS 29.100 100 39.238 100 34,8Ventas 28.926 99,4 38.418 97,9 32,8Otros ingresos de explotación 174 0,6 820 2,1 372,0

COMPRAS, CONSUMOS / OTROS APROVIS. Y SERVICIOS –13.655 –46,9 –20.744 –52,9 51,9MARGEN 15.444 53,1 18.493 47,1 19,7

Gastos de personal –2.935 –10,1 –3.257 –8,3 11,0Otros gastos/ingresos de explotación –2.992 –10,3 –3.3.241 –8,3 8,3

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 9.517 32,7 11.995 30,6 26,0Amortizaciones –3.430 –11,8 –3.907 –10,0 13,9

RESULTADOS NETO DE EXPLOTACIÓN 6.088 20,9 8.088 20,6 32,9Gastos financieros netos –2.097 –7,2 –2.399 –6,1 14,4Otros resultados financieros 309 1,1 830 2,1 168,7

RESULTADOS OPERACIONES CONTINUAS 4.300 14,8 6.519 16,9 51,6Beneficio/pérdida operaciones discontinuas 299 1,0 1.624 4,1 442,5

RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 4.599 15,8 8.142 20,8 77,0Impuesto sobre sociedades –1.100 –3,8 –1.784 –4,5 62,2

RESULTADO DEL EJERCICIO 3.499 12,0 6.359 16,2 81,7DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 3.032 10,4 5.723 14,6 88,8De Accionistas minoritarios 467 1,6 636 1,6 36,3

Fuente: Informes anuales 2005.

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

58

Ele

ctri

cidad

Balance de situación a:2004 Estrutura 2005 Estrutura Variación año

% % anterior (%)

INMOVILIZADO 71.375 73,5 84.236 73,4 18,0Inmovilizado Inmaterial 1.424 1,5 3.018 2,6 112,0Inmovilizado Material 62.851 64,7 71.061 61,9 13,1Inmovilizado Financiero 7.101 7,3 10.157 8,8 43,1

FONDO DE COMERCIO 5.234 5,4 6.118 5,3 16,9IMPUESTOS DIFERIDOS 5.847 6,0 6.157 5,4 5,3ACTIVO CIRCULANTE 14.682 15,1 18.275 15.9 24,5ACTIVO TOTAL = PASIVO TOTAL 97.138 100,0 114.786 100 18,2FONDOS PROPIOS 22.753 23,4 27.649 24,1 21,5ACCIONISTAS MINORITARIOS 6.323 6,5 6.532 5,7 3,3INGRESOS DIFERIDOS 2.711 2,8 3.462 3,0 27,7PROVISIONES PARA RIESGOS Y GASTOS 6.578 6,8 7.850 6,8 19,3ACREEDORES A LARGO PLAZO 37.825 38,9 41.577 36,2 9,9PASIVO FISCAL DIFERIDO 3.226 3,3 3.853 3,4 19,5PASIVO CIRCULANTE 17.721 18,2 23.863 20,8 34,7

Fuente: Informes anuales 2005.

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

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 246.874 GWh en el año 2005, lo que

supuso un aumento del 4,8% 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 14.565 GWh en 2005, lo que supu-

so un aumento del 5,4% 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 dis-

tintos componentes explicativos de la demanda de elec-

tricidad en barras de central peninsular en 2005.

59

Ele

ctri

cidad

4. La demanda y los consumidores

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

020041986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

Gráfico 4.1.1. Evolución de la demanda en barras de central

Fuente: REE.

Efecto temperaturaEfecto laboralidad

Efecto actividad económica y otros efectos (residuo)

1,6

3,6

-0,4

%

100

80

60

40

20

0

-20

Gráfico 4.1.2. Variación de la demanda. Año 2005


En el conjunto del año 2005, las temperaturas tuvieron

una aportación del 1,6% sobre el crecimiento de la

demanda, y la laboralidad tuvo una aportación del -

0,4%. Corregidos estos efectos, el crecimiento de la

demanda atribuible a la actividad económica se estima

en un 3,6%.

Día de mayor demanda

Según datos de Red Eléctrica, el día 27 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 43.378 MW, aunque la demanda de potencia en el sis-

tema peninsular español llegó a alcanzar los 43.670 MW

a las 19:33 del mismo día 27 de enero. El valor de máxi-

ma energía diaria se produjo así mismo el día 27 de

enero, y fue de 870 GWh.

4.1.2. Demanda en abonado final

La demanda de energía eléctrica peninsular en abonado

final (neta de las pérdidas) en el año 2005 ascendió a

224.812 GWh. En el cuadro 4.1.1 se incluye la informa-

ción de la demanda en abonado final por subsistemas

peninsulares y distinguiendo facturación a tarifa y a

peaje. Se observa que la demanda total creció en el 2005

un 4,6 por ciento respecto de 2004.

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 2005. 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 tarifários,

como la interrumpibilidad o discriminación horaria. Las

características concretas del suministro determinan que

los precios individuales se aparten en mayor o menor

medida de los valores promedio que resultan para cada

grupo de consumo.

En el gráfico 4.2.1 se reflejan 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

establecido a partir de criterios que permiten su ubi-

cación en grupos más o menos homogéneos, bien por

su precio medio del kWh diferenciado, por disfrutar

60

Ele

ctri

cidad

Tasa de variación anual %

Tarifa Peajes Total 05-04

Iberdrola 53.046 36.241 89.287 3,3%

Endesa 53.612 33.956 87.567 5,0%

Unión Fenosa 22.775 10.629 33.404 6,8%

Hidrocantábrico 7.725 1.568 9.293 3,3%

Viesgo 3.677 1.570 5.247 6,6%

Fuerzas Eléctricas de

Valencia9 2 11

Solanar 1 1

Total 140.845 83.967 224.812 4,6%

Fuente: CNE.

Cuadro 4.1.1. Demanda en abonado final

por subsistemas (sistema peninsular)

de una tarifa específica para su actividad empresa-

rial, o por pertenecer a sectores de actividad indus-

trial o de servicio, o a grupos con un alto nivel de

homogeneidad, tal como ocurre con los consumido-

res 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-

61

Ele

ctri

cidad

Distrib. A.T.3,1%

General A.T.6,3%

Ind. y serv. T.H.P.6,6%

Indus. inter11,9%

Serv. P. ind. B.T.14,2%

Alum. P.B.T.1,6%

Riesgos A.T.1,5%

Riesgos B.T.0,4%

Tracción0,1%

Doméstico47,6%

G-4 IndustriaL6,7%

Distribución de la demanda en el mercado a tarifa en 2005. Por tipo de consumidor

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 2005. Por tipo de consumidor

Alum. P.B.T.1,5%

Distrib. A.T.1,9%

General A.T.6,1%

Ind. y serv. T.H.P.3,0%

G-4 Industrial2,0%

Serv. P. Ind. B.T.18,6%

Indus. Inter4,1%

Riesgos A.T.1,2%

Riesgos B.T.0,4%

Tracción0,1%

Doméstico61,8%

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.

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 dis-

ponibilidad a interrumpir o reducir la demanda de

potencia.

En el grafico 4.2.2 se proporciona de forma comparada

los precios medios pagados (Tarifa integral) por los dis-

tintos grupos de consumidores con suministro regulado

en el año 2005.

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, 2,39cent Euro /KWh, un 30,2 % del precio

medio, 7,9 cent €/KWh

En términos unitarios medios, su potencia facturada es

de 216.885 KW, su consumo de 1.862 GWh y su factu-

ra anual es de 44,4 millones de euros. La curva de carga

es prácticamente plana, superando las 8.000 horas al año

y con una utilización de la potencia contratada del 98%.

Un grupo más numeroso (104) es el de los grandes con-

sumidores industriales con suministro interrumpible. Se

trata de grandes productores de papel, cemento, siderur-

gia, química, petroquímica, carburos, etc., que en su

conjunto obtienen un precio medio de 2,70 cent

€/KWh, un 34,2 % del precio medio del sistema.

La potencia facturada unitaria es de 16.892 KW, su con-

sumo de 159 GWh y su facturación anual de 4,29 millo-

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

de carga de gran modulación, concentrando el consumo

62

Ele

ctri

cidad

12,00

10,00

8,00

6,00

4,00

2,00

0,00G-4

7,9 Preciomedio7,9

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, cons. propios, concesiones administrativas y consumos gratuitos).

Fuente: CNE.

en periodos 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 perio-

dos de actividad.

Los grandes consumidores industriales y del sector ser-

vicios acogidos a la tarifa horaria de potencia forman un

grupo de 76 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 electri-

cidad de 3,58 cent €/KWh, un 45,4 % del correspondien-

te al sistema. En términos unitarios la potencia facturada

fue de 23 MW, su consumo alcanzó los 120,7 GWh y su

factura anual promedio fue de 4,3 millones de euros.

Se ha visto reducido en cuatro el número de consumido-

res en esta tarifa con respecto al año 2004. Ello se debe

a cese de actividad o a cambios de tipo de tarifa.

Los distribuidores de energía eléctrica forman un

grupo que integra 581 suministros a empresas eléctri-

cas y asociaciones o cooperativas de consumidores

que son suministrados en alta tensión por las empresas

distribuidoras a la tarifa específica de distribuidor

para cada nivel de tensión, obteniendo un precio

medio de 4,82 cent €/KWh, un 61,1 % del precio del

sistema.

La potencia demandada unitaria es de 1.702 KW, el con-

sumo de energía para distribución es de 7.436.548 KWh,

y su facturación media anual de 358.623 euros.

El grupo de consumos para riego agrícola, con suminis-

tro en alta tensión, está integrado por 14.855 puntos de

suministro 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 6,43 cent

€/KWh, un 81,4 % del precio medio del sistema. La

potencia unitaria contratada es de 96,5 KW, el consumo

anual de energía eléctrica de 137.529 KWh, y su factu-

ración media asciende a 8.845 euros.

Otro grupo está formado por 76 suministros a empresas

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 7,12 cent €/KWh, que

supone el 90,2 % del precio medio del sistema. La

potencia contratada unitaria fue de 2.567 KW, el consu-

mo anual de 2,7 millones de KWh, y su factura unitaria

ascendió a 191.741 euros.

Unos 43 de estos suministros cambiaron de modalidad

de contratación en 2005, pasando a adquirir la energía

eléctrica mediante su contratación con los comercializa-

dores, al contrario que lo ocurrido en el año 2004.

Un gran conjunto (alrededor de 38.617) está formado por

pequeños y medianos consumidores industriales caracte-

rizados por disponer de procesos productivos además de

un conjunto de empresas asignables al sector servicios,

entre las que se encuentran grandes almacenes, instala-

ciones frigoríficas, puertos, aeropuertos, garajes, hoteles,

restaurantes y edificios de oficinas. Este colectivo es

relativamente poco adaptable a una modulación del

suministro y por tanto sin posibilidad de descuentos tari-

farios relevantes, discriminación horaria ó interrumpibi-

lidad. Este grupo de consumidores obtiene un precio

medio de 7,62 cent €/KWh, representando un 96,6 % del

precio medio del sistema. En términos generales, su con-

sumo responde a una potencia contratada unitaria de 122

63

Ele

ctri

cidad

kW, a una demanda anual de energía de 227.929 KWh, y

a una factura anual de 17.379 euros.

En este colectivo se han producido cambios en la moda-

lidad de contratación en ambos sentidos: de tarifa a mer-

cado y a la inversa, en un número que, con la informa-

ción disponible, no podemos precisar, a lo largo del año.

En el ámbito de los suministros de baja tensión (T <

€1000 V), se observan en primer lugar los suministros

para el alumbrado de calles, plazas, parques públicos, vías

de comunicación y señalización, contratados por las admi-

nistraciones y entidades públicas responsables de su

explotación y conservación. En su conjunto, constituyen

un total de 67.575 puntos de suministro (7.900 ayunta-

mientos). Para este suministro, la tarifa no considera el tér-

mino de potencia y se realizó a un precio medio de 7,31

cent €/KWh, el 92,6 % del precio del sistema.

El grupo de consumos para riego agrícola, con suminis-

tro en baja tensión, está integrado por 47.119 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 8,00 cent €/KWh, el 101,2 % del

precio medio del sistema.

El grupo más numeroso de consumidores supone más de

20,83 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, etc. El precio medio asignable a estos consumido-

res ha sido de 10,12 cent € / KWh, el 128% del precio

medio del sistema.

Para este grupo de consumo, resultó una potencia unita-

ria contratada de 4 kW, una demanda de energía de

3.187 KWh y una facturación media anual de 322 euros.

Un 5,1% de los abonados domésticos están acogidos a la

tarifa 2.0 (nocturna), afectando al 15,5% del consumo

en esa categoría. Para estos abonados, acogidos a tarifa

nocturna, el precio medio es significativamente menor,

6,89 c€/kWh.

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

sumidores representó el 97,2 % de los abonados, el 74,6

% de la potencia facturada, el 47,6 % de la energía

demandada a tarifa y el 61,1 % de la facturación.

Otro conjunto también muy numeroso (en torno a

443.000 puntos de suministro) representa el consumo de

pequeños establecimientos de hostelería, comercios, ofi-

cinas medianas, comunidades de propietarios, bares y

pequeños restaurantes y, en menor proporción, a peque-

ños establecimientos industriales, manufacturero y de

un cierto componente artesanal (textil, calzado, mue-

bles, etc.) El precio medio asignable a estos consumido-

res ha sido de 10,39 cent €/KWh, el 131,6 % 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 es realizado para 21,39

millones de consumidores, el 99,75% del total peninsu-

lar, con una potencia contratada de alrededor de 100.887

MW que representa el 89,4% de la total, demandan

89.009 GWh, un 63,85% del total, a un precio medio de

10,09 cent €/kWh, un 127,8% del precio medio del sis-

tema, soportando el 81,62% de la facturación total en

este mercado.

En el suministro eléctrico a consumidores domésticos

debería incluirse una buena parte del que proporcionan

los distribuidores que toman de las redes de alta y media

64

Ele

ctri

cidad

tensión la energía necesaria para abastecer sus mercados

locales, a tarifas específicas D. de distribución, en este

caso se elevaría en alguna medida la incidencia del con-

sumo doméstico en el mercado peninsular.

Para el suministro en alta tensión, existen alrededor de

54.314 puntos de suministro en alta tensión, un 0,25%

del número total, con una potencia a efectos de factura-

ción en torno a 11.968 MW, el 10,6% de la total, una

demanda de energía de 50.403 GWh, el 36,15% de la

energía total suministrada a tarifa, a un precio medio de

4,01 cent€/kWh, un 50% del precio medio del sistema

aproximadamente, soportando estos consumos el

18,38% de la facturación total a tarifa.

En términos globales, la facturación neta del suminis-

tro supone considerar la incidencia del término de

potencia: el 24,7% de la facturación bruta, y del térmi-

no de energía: el 75,3% restante, afectándose en su

caso de los descuentos o recargos tarifarios que consi-

dera el sistema como compensación de los esfuerzos

desde el lado del consumo a la gestión de la demanda

(discriminación horaria, estacionalidad e interrumpibi-

lidad) o mejora de las condiciones técnicas del sumi-

nistro (compensación de energía reactiva). El efecto de

estos complementos supone una reducción de la factu-

ración bruta en torno al 20% siendo la interrumpibili-

dad la que tiene una incidencia más relevante, un 60%

de la reducción total, seguido del factor de discrimina-

ción horaria con un 28%.

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. Mientras que el

aumento del número de consumidores en el mercado

liberalizado ha sido considerable el de energía ha sido

pequeño. Ello se debe por un lado a la menor entidad,

desde el punto de vista del consumo, que tienen los con-

65

Ele

ctri

cidad

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0Enero

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

N.° clientes Energía (GWh)

N.°

cli

ente

s

Gráfico 4.2.3. Evolución del acceso al mercado en 2005

sumidores (en su mayoría domésticos) que han accedido

al mercado a lo largo del año 2005 y por otro a que

varios consumidores industriales han vuelto al mercado

a tarifa al no haber encontrado mejores ofertas en el

mercado liberalizado.

Puede observarse como el acceso de los consumidores al

mercado incrementando de manera constante a lo largo

del año, llegándose a doblar en diciembre de 2005 el

número de suministros en el mercado respecto a las

cifras del mes de enero.

En el transcurso del año, realizaron compras en el

mercado una media de 1.991.584 consumidores, es

decir uno de cada 12 consumidores, de los que

1.957.019 fueron consumidores conectados en baja

tensión. En cuanto al número de consumidores factu-

rados se refleja la media de consumidores facturados

en el año: 1.991.584, cantidad inferior en unos

617.067 consumidores al número realmente existente

en el mercado liberalizado a 31 de diciembre de 2005,

dado que se han ido incorporando paulatinamente a lo

largo del año.

De los datos que figuran podemos decir que el 1,7% de

los consumidores facturados por tarifa de acceso en el

año 2005 estaban conectados en alta tensión (T>1KV),

correspondiéndoles, así mismo, el 79,75% de la energía

facturada y que pagaron por sus peajes un precio medio

de 1,60 céntimos de euro por KWh.

Al analizar con mayor detalle la información disponible

se observa que el precio medio pagado en tarifa de acce-

so por los pequeños consumidores conectados en alta

tensión, aquellos que tienen potencias contratadas

menores de 450 KW en todos los periodos, es casi un

5% más alto que la media; estos consumidores represen-

tan el 1,09% del total de los consumidores en mercado,

y el 11,2% en términos de energía.

En el otro extremo de la banda de precios de peaje, para

los 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 en el mes de agosto superior a cin-

cuenta millones de KWh/año. Los consumidores así

definidos, 34 en el año 2005, consumieron el 6,15% de

la energía en mercado y pagaron un precio medio por

tarifa de acceso de 0,17 céntimos de euro por KWh. Los

peajes para la exportación representan el 1,43% de la

energía pagando de media 0,15 cent€/kWh

El resto de consumidores en Alta Tensión que participa

en mercado, el 0,65% del total de consumidores, expli-

can el 61% del consumo a mercado se sitúan en el cen-

tro de la banda de precios, teniendo un coste por acceso

en torno a 1,66 céntimos de euro por KWh

Respecto a los consumidores conectados en baja tensión

y que adquieren su energía eléctrica en el mercado, cabe

decir que su número ha crecido notablemente en 2005

respecto al que había en 2004, y así se ha pasado de los

645.111 consumidores de 2004 a más de 1.957.000, en

media de facturaciones, en 2005.

Los 1.957.019 consumidores de media anual, conecta-

dos en baja tensión, adquirieron 17.169 GWh con un

coste por tarifa de acceso de 713,753 millones de euros,

es decir 4,16 cent €/KWh.

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

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-

66

Ele

ctri

cidad

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 2005, a los clientes

que no acudieron al mercado liberalizado se les aplica-

ron las tarifas integrales publicadas en el Real Decreto

2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se establece

la tarifa eléctrica para 2005.

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 RD

1164/2001, y cuyos precios para 2005 fueron publicados

en el Real Decreto 2392/2004.

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 determinación de la

tarifa eléctrica media o de referencia, pudiendo fijar un

límite máximo anual al incremento de dicha tarifa, seña-

lando que durante el período comprendido entre el 1 de

enero de 2003 y el 31 de diciembre de 2010, la determi-

nación de la tarifa media o de referencia deberá tener en

cuenta una serie de previsiones.

Asimismo, la citada Ley estableció que durante dicho

periodo 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, así como las cantidades que se deriven de la revi-

sión de la compensación extrapeninsular correspondien-

tes a los años 2001 y 2002.

El Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por el

que se establece la metodología para la aprobación o

modificación de la tarifa media o de referencia y se

modifican algunos artículos del Real Decreto

2017/1997, desarrolla las modificaciones, introducidas

en la Ley 53/2002, sobre el marco tarifario vigente hasta

entonces, tanto en cuanto a la forma de calcular los cos-

tes del sistema, como a la variación máxima al creci-

miento de la tarifa media e, individualmente, al de cada

tarifa integral y de acceso.

La tarifa media del sistema de 2005, según el Real

Decreto 2392/2004, aumentó el 1,71% respecto a 2004,

variación muy similar a la establecida por el RD

1802/2003, para el año 2004 (1,72%).

El Real Decreto 2392/2004, en aplicación del artículo 7 del

Real Decreto 1432/2002, incluyó la revisión de las previ-

siones realizadas en el cálculo de las tarifas de los dos años

anteriores respecto a las variables de demanda en consumi-

dor final, y coste de las primas de régimen especial.

Cabe señalar que la obtención de la variación de la tarifa

media estaba sujeta a las previsiones realizadas por el

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio respecto a la

demanda y su composición por grupos tarifarios, al precio

medio del mercado mayorista y a la participación en el

mercado de los clientes elegibles durante el año 2005.

En aplicación del RD 1432/2002, por el que se estable-

ce la tarifa media o de referencia, los incrementos de la

tarifa media registrados en los dos últimos años han sido

inferiores al límite máximo anual de crecimiento esta-

67

Ele

ctri

cidad

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, por el desajustede actividades reguladas en los ejercicios 2000, 2001 y 2002 ypor la revisión de coste de generación extrapeninsular einsular de 2001 y 2002.

blecido en dicho Real Decreto, del 2% (hasta un 1,4%

sin considerar las revisiones de las previsiones de años

anteriores, más 0,6% como máximo en concepto de

revisión de previsiones de años anteriores). (Véase

Gráfico 4.3.1)

Si bien desde 1987 hasta el año 2005 la tarifa media

eléctrica aumentó un 18,8% en términos nominales acu-

mulados, en el periodo más reciente, esto es, desde 1996

a 2005, la tarifa eléctrica ha disminuido, en términos

acumulados, un 12,7% en valores nominales y un 32,8%

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 el Real Decreto 2392/2004 respecto al Real

Decreto 1802/2003, se resumen en el incremento del

1,74% de las tarifas integrales aplicadas a clientes domés-

ticos, esto es, tarifas integrales 1.0, 2.0 y 2.0N, aumento

del 2,78% de las tarifas D2 y subida del 1,61% en el resto

de tarifas integrales en baja, media y alta tensión.

Como consecuencia de dichas modificaciones en las

tarifas integrales, el aumento promedio global de las

tarifas para la venta de energía eléctrica que aplicaron

las empresas distribuidoras en 2005, fue un 1,71 %, res-

pecto al año anterior (véase cuadro 4.3.1).

Análogamente, las tarifas de acceso del RD 2392/2004 a

aplicar a los clientes en el mercado liberalizado, aumen-

taron un 2,31% para las tarifas de acceso 6.5 (coinci-

diendo con el aumento máximo permitido en el año

68

Ele

ctri

cidad

2 Tarifas para la venta de energía a distribuidores en altatensión, a quienes es de aplicación la disposición transitoriaundécima de la Ley 54/1997.

%

–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)

Gráfico 4.3.1. Evolución de la tarifa media de electricidad en términos nominales (1).

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.

Fuente: Reales Decretos de Tarifas Eléctricas de dicho año.

según el RD 1432/2002) y un 1,71% para el resto de

tarifas generales de acceso, respecto a las del RD

1802/2003.

Asimismo, y como consecuencia de dichas modificacio-

nes el aumento promedio global de las tarifas de acceso

en 2005 fue de un 1,71% 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 0,4% en

2005 respecto a 2004. Por otra parte, la facturación

media de las tarifas de acceso aumentó un 13,8%, desde

los 1,88 cent €/kWh en 2004 hasta los 2,81 cent €/kWh

en 2005.

Los elevados aumentos de la facturación media de las

tarifas de acceso, registrados durante 2004 y 2005

(Cuadro 4.3.3), han sido consecuencia tanto de las varia-

ciones tarifarias registradas, como de la ampliación de la

elegibilidad a los clientes de baja tensión desde el 1 de

enero de 2003, lo que ha llevado a que los clientes a tari-

fa integral de baja tensión con valores medios de factu-

ración mas elevados hayan acudido al mercado liberali-

zado con mas dinamismo que el resto de consumidores.

(Véase Cuadro 4.3.6)

69

Ele

ctri

cidad

Grupo tarifario Variación

Tarifas 1.0, 2.0 y 2.0N 1,74%

Tarifas D 2,78%

Resto de tarifas integrales en baja, media y alta tensión 1,61%

Promedio de consumidores a tarifa integral 1,71%

Fuentes: Real Decreto 2392/2004 y RealDecreto 1802/2003.

Cuadro 4.3.1. Variaciones en las tarifas integrales

en en año 2005 respecto a 2004

Grupo tarifario Variación

Tarifas de Acceso 6.5 2,31%

Resto de tarifas de acceso 1,71%

Promedio de consumidores a tarifa de acceso 1,71%

Fuentes: Real Decreto 2392/2004 y RealDecreto 1802/2003.

Cuadro 4.3.2. Variaciones de las tarifas de acceso

en términos nominales en 2005

respecto a 2004

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%

(1) Las variaciones de tarifa media desde el año 2003 son deámbito nacional.

Fuente: CNE.

Cuadro 4.3.3. Tasas de variación de la facturación

media de precios regulados: tarifas

integrales y tarifas de acceso (%)

La evolución histórica del valor de la facturación

media de los clientes acogidos a tarifa integral, en tér-

minos nominales y reales, se presenta en el gráfico

4.3.2. En este gráfico se está considerando, a partir de

1998, únicamente la facturación media del colectivo

que está acogido a tarifa integral. Esto es, 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. Se observa el aumento

del valor de facturación media de la tarifa integral de

2005 en un 0,4% respecto al año anterior.

Mientras que la facturación media de clientes conec-

tados a redes de baja tensión se incrementó en 2005

en un 1,5% respecto al año anterior, hasta los 10,11

cent €/kWh, el consumo de este colectivo disminuyó

un 4%, como consecuencia del paso de clientes

domésticos desde el mercado regulado al mercado

liberalizado

Por otro lado, la facturación media de clientes aco-

gidos a tarifas integrales de alta tensión se incre-

mentó un 2,8% en el año 2005 respecto al año

anterior, aumentando el consumo de dichos clien-

tes un 4,0%.

La composición de consumos por niveles de tensión en

el mercado a tarifa integral apenas se modificó en 2005

respecto a la estructura del año anterior. En baja tensión

se concentró el mayor porcentaje de consumo sobre el

total en tarifas integrales (65%), seguido de las tarifas

generales del nivel de tensión 1 (entre 1 kV y 36 kV),

con un 11%, y de la tarifa de grandes consumidores G4

y de tarifa horaria de potencia, con un 6% en cada caso

(véase gráfico 4.3.3).

70

Ele

ctri

cidad

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)

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.

71

Ele

ctri

cidad

2004 2005Valor de facturación media % variación

Cent €/kWh Cent €/kWh 2005-2004

Baja tensión (inferior a 1 kV) 9,96 10,11 1,5%

Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 6,56 6,68 1,9%

Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 3,78 3,90 3,0%

Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 3,02 3,01 –0,4%

Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 2,37 2,47 4,3%

G.4 (Grandes consumidores) 2,35 2,39 1,7%

Tarifa horaria de potencia 3,47 3,57 3,0%

Alta tensión 4,03 4,15 2,8%

Otros consumos 0,08 0,11 36,3%

Total 7,89 7,92 0,4%

Cuadro 4.3.4. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas integrales. Total nacional.

Años 2004 y 2005.

2004 2005Consumo % variación

GWh GWh 2005-2004

Baja tensión (inferior a 1 kV) 100.355 96.366 –4,0%

Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 15.614 16.662 6,7%

Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 4.636 4.969 7,2%

Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 5.769 5.872 1,8%

Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 6.986 7.443 6,5%

G.4 (Grandes consumidores) 9.214 9.321 1,2%

Tarifa horaria de potencia 9.326 9.284 –0,4%

Alta tensión 51.545 53.551 3,9%

Otros consumos 1.241 1.262 1,7%

Total 153.142 151.179 –1,3%

Se excluye Ceuta y Melilla.

Fuente: CNE.

En el mercado liberalizado cabe destacar, por una parte,

que el valor medio de facturación de las tarifas de acceso

de baja tensión experimentó un incremento del 7,0% en

2005 respecto al año anterior. Esta variación fue conse-

cuencia del aumento de las tarifas de acceso y, sobre todo,

del incremento de la participación de consumidores de

baja tensión en mercado, debido a la elegibilidad plena de

consumidores eléctricos desde el 1 de enero de 2003.

Por otra parte, el valor medio de facturación de las tari-

fas de alta tensión del mercado liberalizado, se incre-

mentó un 0,2% respecto del año anterior, como conse-

cuencia del aumento del 4,5% del valor medio de factu-

ración de los clientes conectados al nivel de tensión 4

(€€145 kV) que compensó las disminuciones registra-

das en el resto de niveles de alta tensión.

El consumo de clientes en tarifas de acceso de alta ten-

sión se incrementó un 3,9% en 2005 respecto a 2004,

como consecuencia del aumento en la energía conectada

a todos los niveles de tensión (si bien cabe destacar los i

registrados en el nivel de tensión 3 (13,9%) y en el nivel

de tensión 2 (8,8%)), parcialmente compensado con la

reducción experimentada en los consumo acogidos a la

tarifa de acceso 6.5 de conexiones internacionales (-

40,2%) (únicamente aplicable a las exportaciones con

destino a Marruecos y Andorra). (véase cuadro 4.3.5).

La estructura del consumo de clientes a tarifas de acce-

so, por niveles de tensión, para el año 2005, se represen-

ta en el gráfico 4.3.4. Se observa que el 63% del consu-

mo 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 21% a los

consumidores de baja tensión.

Es necesario destacar el aumentó de la participa-

ción en la estructura de consumo en mercado libe-

72

Ele

ctri

cidad

Baja Tensión(< 1 kV)64%

Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)

11%

Alta tensión 2(≥ 36 kV y < 72,5 kV)

3%

Alta tensión 3(≥ 72,5 kV y < 145 kV)

4%

Alta tensión 4(≥ 145 kV)

5%

G.4(Grandes consumidores)

6%

Tarifa horariade potencia6%

OtrosConsumos1%

Gráfico 4.3.3. Estructura porcentual del consumo de clientes acogidos a tarifa integral. Total nacional.

Año 2005


Fuente: CNE.

ralizado de los consumidores conectados a baja

tensión (conectados a tensión inferior a 1 kV), que

ha pasado de ser el 3% en el año 2003, al 21% en

el año 2005.

En relación, con lo anterior es necesario señalar que a 31

de diciembre de 2005 se encontraban 2.545.106 suminis-

tros de baja tensión en régimen de mercado liberalizado,

esto es, 1.146.800 más que a 31 de diciembre de 2004.

73

Ele

ctri

cidad

2004 2005Valor de facturación media % variación

Cent €/kWh Cent €/kWh 2005-2004

Baja tensión (inferior a 1 kV) 3,86 4,14 7,0%

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 1,79 1,78 –0,7%

Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 1,44 1,43 –0,6%

Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1,56 1,55 –1,1%

Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 1,75 1,83 4,5%

6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 0,17 0,16 –1,6%

6.5 (Conexiones internacionales) 0,15 0,14 –5,0%

Alta tensión 1,59 1,60 0,2%

Otros consumos 0,39 0,41 5,2%

Total 1,87 2,13 13,8%

Cuadro 4.3.5. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas de acceso. Total nacional

Años 2004 y 2005

2004 2005Consumo % 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%

Fuente: CNE.

De estos 2.545.106 clientes, el 94,6% (2.406.874 sumi-

nistros), contrataron la tarifa de acceso 2.0A (tarifa de

acceso en baja tensión sin discriminación horaria y

potencia contratada no superior a 15 kW). Por otra parte,

un 5,4%, (137.736 suministros) contrataron la tarifa de

acceso 3.0A (tarifa general de baja tensión con discrimi-

nación horaria en tres periodos). Únicamente 496 clien-

tes se acogieron a la tarifa de acceso 2.0NA (tarifa de

acceso con discriminación horaria nocturna de baja ten-

sión y potencia contratada no superior a 15 kW) (véase

gráfico 4.3.5.).

No obstante lo anterior, de los 18.470 GWh consumi-

dos por clientes conectados en baja tensión en el año

2005, únicamente el 35% (6.461 GWh) se registra en

la tarifa de acceso 2.0A, mientras que un 65% del

consumo correspondió a la tarifa 3.0A (véase gráfi-

co 4.3.6.).

En resumen, como se puede observar en el gráfico 4.3.7

y cuadro 4.3.6, se produjo un aumento de la participa-

ción de consumidores de electricidad en el mercado

liberalizado en 2005 respecto a 2004 del 32,7% al

36,5% (12.362 GWh más que en 2004), debido funda-

mentalmente, a la participación durante el año 2005 de

clientes conectados a baja tensión.

No obstante, se observa que los consumidores conecta-

dos al nivel de tensión 1 (entre 1 kV y 36 kV) son los

que han participado más activamente en el mercado en

2005, suponiendo el 75% del consumo de dicho nivel de

tensión.

74

Ele

ctri

cidad

Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)63%

Alta tensión 2(≥ 36 kV y < 72,5 kV)

7%

Alta tensión 3(≥ 72,5 kV y < 145 kV)

1%

Alta tensión 4(≥ 145 kV)

1%

6.5(Art. 10 del RD 1164/2001)

6%

6.5(Conexiones Internacionales)

1 %

OtrosConsumos0%

Baja Tensión(< 1 kV)21%

Gráfico 4.3.4. Estructura porcentual del consumo de clientes acogidos a tarifa de acceso. Año 2005.

Total nacional


Fuente: CNE.

75

Ele

ctri

cidad

3.000.000

2.500.000

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000

0

N.°

Clie

ntes

2.0 A 2.0 NA 3.0 A

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

Gráfico 4.3.5. Evolución de número de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa

de acceso. Total nacional

No se incluye Ceuta y Melilla.

Fuente: CNE.

MW

h

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

2.0 A 2.0 NA 3.0 A

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

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.

76

Ele

ctri

cidad

Participación en el mercado (%) 2004 2005

Baja tensión (inferior a 1 kV) 8,6% 16,1%

Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 75,5% 75,2%

Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 44,9% 46,2%

Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 20,7% 21,5%

Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 7,5% 7,5%

Alta tensión 55,6% 55,9%

TOTAL 32,7% 36,5%

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.

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

≥ 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.

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.

La metodología de precios medios, permite comparar

niveles globales de precios medios entre países, obvian-

do los problemas de las diferentes estructuras tarifarías

existentes en los diferentes países.

No obstante, la utilización de estadísticas basadas en dicha

metodología a efectos de comparar los precios internacio-

77

Ele

ctri

cidad

Precios medios de consumidores tipo

Metodología Fuente Tipología de clientes

Electricidad

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 devariaciones 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 (no hay datos disponibles en 2004 para España).— 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.

Cuadro 4.3.7. Descripción de metodologías de precios internacionales de electricidad

nales 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, que la comparación de precios

medios en distintos años según esta metodología no aísla

el efecto de variación de precios, sino que también inclu-

ye el efecto de la composición 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 basadas

en esta metodología limitan la comparación internacio-

nal de precios energéticos. En primer lugar, se descono-

ce 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 consu-

midores tipo, esta metodología no es adecuada 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 liberalizado. En muchos

casos no se dispone de dicha información por motivos

de confidencialidad en los datos de clientes.

Comparación de precios medios de electricidad

La Agencia Internacional de la Energía (OCDE), publi-

ca 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

Internacional de la Energía corresponde a 2005, si bien

en la información que se presenta a continuación, se

analiza la información de 2003, por ser éste el último

año con información disponible para España.

Los precios pagados por los consumidores domésticos de

electricidad en los países de la UE- 253 y Noruega, según

la información proporcionada por la Agencia Internacional

de la Energía correspondiente al año 2003, configura el

siguiente mapa europeo de niveles de precios de la electri-

cidad, en términos nominales (véase gráfico 4.3.8).

78

Ele

ctri

cidad

3 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayode 2004.

A) Países con precios < 8,0 cent. €/kWh (5)

B) Países con precios entre 8,0 y 9,0 cent. €/kWh (4)

C) Países con precios 9,0 y 10,0 cent. €/kWh (4)

D) Países con precios > 10,0 cent. €/kWh (5)

Gráfico 4.3.8. Facturación media de la electricidad

de los consumidores domésticos

en la UE-25 y Noruega (cen €/kWh).

Se excluyen impuestos.

Año 2003

No se dispone de información de Bélgica, Chipre, Eslovenia,Estonia, Letonia, Lituania, Malta y Suecia.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía.

España se situó en el área intermedia de países europeos

(decimotercera posición de los 18 países analizados) de pre-

cios medios de electricidad, excluyendo impuestos, para los

consumidores domésticos en 2003. El nivel medio de pre-

cios para los consumidores domésticos en España fue un

7,5% superior a la media aritmética de precios europeos.

Alemania, Portugal e Italia fueron los países europeos

con precios medios de electricidad más elevados del

entorno para consumidores domésticos en 2003, mien-

tras que Noruega, República Checa 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 Unión

Europea y Noruega correspondientes a los años 2003

(ultimo año con información disponible para España) y

2005, así como la tasa de variación acumulada en 2005

respecto a 2003, en términos nominales, de los precios

medios de la electricidad de los consumidores domésticos

79

Ele

ctri

cidad

CONSUMIDORES DOMÉSTICOS

Precio medio europeo = Precio medio europeo == 9,27 cent €/kWh = 9,43 cent €/kWh % variación 2005-2003

2003 2005

Noruega 5,18 Noruega 3,34 Noruega –35,5%

República Checa 6,13 República Checa 7,16 Polonia –1,9%

Polonia 6,41 Finlandia 7,23 Francia 0,0%

Finlandia 7,37 Polonia 7,48 Portugal 4,6%

Grecia 7,86 Francia 8,55 Dinamarca 14,1%

Hungría 8,06 Eslovaquia 9,52 Holanda 15,3%

Eslovaquia 8,07 Hungría 9,66 República Checa 16,7%

Francia 8,55 Dinamarca 10,07 Polonia 16,7

Dinamarca 8,83 Holanda 11,00 Reino Unido 17,1%

Austria 9,23 Reino Unido 11,43 Eslovaquia 18,0%

Holanda 9,54 Portugal 13,76 Hungría 19,2%

Reino Unido 9,76 Irlanda 14,00 Irlanda 22,9

España 9,96 Alemania … Alemania …

Irlanda 11,39 Austria … Austria …

Luxemburgo 11,91 España … España …

Italia 12,00 Grecia … Grecia …

Portugal 13,16 Italia … Italia …

Alemania 13,40 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

en la Unión Europea y Noruega. Se observa que Irlanda

fue, en el año 2005, el país con el precio de la electricidad

más elevado del entorno europeo (14,00 cent €/kWh),

seguido de Portugal (13,76 cent €/kWh), y Reino Unido

(11,43 cent €/kWh). Sin embargo, Noruega (3,34 cent

€/kWh) fue el país con el menor precio de la electricidad

del entorno europeo en 2005.

Los dos únicos países que redujeron, en términos nomi-

nales, los precios medios de la electricidad de los consu-

midores domésticos en el entorno europeo en 2005 res-

pecto a 2003 fueron Noruega, con una disminución acu-

mulada del precio medio del 35,5%, y Finlandia con una

reducción acumulada del 1,9%. Por otra parte, Irlanda

fue el país que más aumentó el precio de los consumido-

res domésticos en el año 2005 respecto a 2003, con un

incremento acumulado del 22,9%.

En España, la tasa de variación acumulada en 2005 res-

pecto a 2003, en términos nominales, de las tarifas inte-

grales para consumidores domésticos en aplicación del

RD 2392/2004 se incrementaron un 3,2% sobre los valo-

res publicados en el RD 1436/2002. Según la informa-

ción de la Base de datos de liquidaciones eléctricas, la

tasa de variación acumulada en 2005 respecto a 2003, en

términos nominales, de la facturación media de los

clientes domésticos fue un 1,9%.

En el caso de consumidores industriales, España se situó

en 2003 en el segundo grupo de países con precios

medios de la electricidad, más bajos del entorno

europeo. En particular, registró un quinto lugar de los 15

países analizados, con un nivel de precios un 22,3%

inferior a la media de países del entorno. Italia e Irlanda,

fueron los países con los precios medios de electricidad

más elevados del entorno europeo, mientras que

Noruega y Francia registraron los precios más bajos de

los 15 países con información disponible en 2003

(Véase gráfico 4.3.9).

Se observa que Irlanda fue, en el año 2005, el país con

el precio de la electricidad más elevado del entorno

europeo (8,00 cent €/kWh), seguido de Portugal (7,89

cent €/kWh).

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

2003 y 2005, así como la tasa de variación acumulada en

2005 respecto a 2003.

Noruega, fue en el año 2005 el país que redujo más el

precio medio de la electricidad de los consumidores

industriales con una caída acumulada del 14% respecto

80

Ele

ctri

cidad

A) Países con precios < 4,0 cent. €/kWh (2)

B) Países con precios entre 4,0 y 5,0 cent. €/kWh (5)

C) Países con precios 5,0 y 7,0 cent. €/kWh (6)

D) Países con precios > 7,5 cent. €/kWh (2)

Gráfico 4.3.9. Facturación media de la electricidad

de los consumidores industriales

en la UE-25 y Noruega (cen €/kWh).

Se excluyen impuestos.

Año 2003

No se dispone de información de Austria, Bélgica, Chipre,Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta,Países Bajos y Suecia.


a 2003, seguido de Irlanda, con una caída del 4%. Por

otra parte, el país que más incrementó el precio medio

de consumidores industriales en el año 2005 respecto a

2003, fue la Republica Checa con un 31%.

Si la comparación internacional de precios medios de la

electricidad se realiza en términos de Paridad de Poder

Adquisitivo (PPS), 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 2003 en el puesto undécimo (de 18

países) y quinto (de 15 países) para consumidores

domésticos e industriales, respectivamente (véase cua-

dro 4.3.10).

En relación con los precios de Noruega, país pivote por

registrar los precios de electricidad más bajos del entor-

no europeo, en 2003 los precios para los consumidores

domésticos en España, en términos de PPS, fueron 2,98

veces los registrados en Noruega y para los consumido-

res industriales fueron 2,16 veces.

81

Ele

ctri

cidad

CONSUMIDORES INDUSTRIALES


2003 2005

Noruega 3,25 Noruega 2,80 Noruega –14%

Francia 3,63 Francia 3,56 Irlanda –4%

Reino Unido 4,51 Polonia 5,13 Finlandia –2%

Polonia 4,53 Finlandia 5,21 Francia –2%

España 4,53 República Checa 6,49 Portugal 7%

Grecia 4,93 Eslovaquia 6,95 Hungría 10%

República Checa 4,97 Hungría 7,62 Eslovaquia 12%

Finlandia 5,34 Portugal 7,89 Polonia 13%

Alemania 5,79 Irlanda 8,00 República Checa 31%

Eslovaquia 6,19 Alemania … Alemania …

Hungría 6,87 Dinamarca … Dinamarca …

Dinamarca 7,15 España … España …

Portugal 7,34 Grecia … Grecia …

Irlanda 8,32 Italia … Italia …

Italia 10,00 Reino Unido … Reino Unido …



Cuadro 4.3.9. Precios medios de electricidad de consumidores industriales en la Unión Europea

y Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos

Cabe señalar que, tanto en 2003, como en 2005,

Noruega fue el país pivote para consumidores domésti-

cos e industriales, y Eslovaquia fue el país de mayores

precios en términos de PPS para consumidores domésti-

cos e 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 consumidores

domésticos (impuesto de la electricidad e IVA) supuso

un 18% del precio total de la electricidad en el año 2003,

ocupando la fiscalidad española una posición interme-

dia (décimo país europeo con mayores gravámenes de

18 países) en el entorno europeo para dicho año.

Asimismo, al realizar la comparación de precios de elec-

tricidad de consumidores domésticos incluyendo

impuestos para 2003, España ocupó una décima posi-

82

Ele

ctri

cidad

DomésticoPPS

(Índice Noruega = 100)

Noruega 100

Finlandia 170

Dinamarca 173

Francia 213

Austria 227

Holanda 232

Reino Unido 240

Irlanda 250

Grecia 259

Luxemburgo 278

España 298

República Checa 301

Alemania 316

Italia 320

Polonia 343

Hungría 377

Portugal 415

Eslovaquia 442

IndustrialPPS

(Noruega = 100)

Noruega 100

Francia 144

Reino Unido 177

Finlandia 196

España 216

Alemania 218

Dinamarca 223

Grecia 259

Irlanda 291

Portugal 369

Polonia 386


Italia 425

Hungría 514

Eslovaquia 540

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

2003

DomésticoPPS

(Índice Noruega = 100)

Noruega 100

Finlandia 269

Dinamarca 322

Francia 339

Holanda 437

Reino Unido 443

Irlanda 500


Polonia 556

Hungría 679

Portugal 702

Eslovaquia 737

IndustrialPPS

(Noruega = 100)

Noruega 100

Francia 169

Finlandia 231

Irlanda 341

Polonia 455

Portugal 480


Hungría 639

Eslovaquia 642

2005

Resto UE datos no disponibles.


83

Ele

ctri

cidad

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%61,1% 44,3% 34,4% 31,5% 27,3% 23,7% 18,1% 13,8% 12,3% 11,9%18,0%25,5% 23,5% 10,7% 7,4% 5,6% 4,8% 4,8%

% Impuesto Sin Impuesto

Dina

mar

ca(2

2,69

)

Hola

nda

(17,

14)

Noru

ega

(7,8

9)

Aust

ria(1

3,48

)

Ital

ia(1

6,5)

Finl

andi

a(9

,89)

Fran

cia

(11,

2)

Polo

nia

(8,3

7)

Rep.

Che

ca(7

,49)

Espa

ña(1

2,15

)

Alem

ania

(15,

54)

Eslo

vaqu

ia(9

,2)

Irla

nda

(12,

93)

Hung

ría(9

,03)

Grec

ia(8

,49)

Luxe

mbu

rgo

(12,

63)

Rein

o Un

ido

(10,

25)

Port

ugal

(13,

82)

Gráfico 4.3.10. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores domésticos

en UE-25 y Noruega. Año 2003

No se dispone de información de Bélgica, Chipre, Eslovenia, Letonia, Lituania, Malta y Suecia.


100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%23,1% 19,4% 11,8% 9,1% 8,3% 0% 0% 0% 0% 0%0%0%7,8% 4,8%

% Impuesto Sin Impuesto

6,9%

Ital

ia(1

3)

Noru

ega

(4,0

3)

Dina

mar

ca(8

,1)

Polo

nia

(4,9

8)

Fran

cia

(3,9

6)

Finl

andi

a(5

,79)

Rein

o Un

ido

(4,8

4)

Espa

ña(4

,76)

Alem

ania

(5,7

9)

Eslo

vaqu

ia(6

,19)

Grec

ia(4

,93)

Hung

ría(6

,94)

Irla

nda

(8,3

2)

Port

ugal

(7,3

4)

Rep.

Che

ca(4

,97)

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 Austria, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Países Bajosy Suecia.


ción, incluyendo impuestos indirectos sobre el consumo

de electricidad, mientras que si se excluyen impuestos,

la posición en el ranking de precios más bajos del entor-

no europeo, empeora hasta la decimotercera posición.

Por otra parte, la fiscalidad de la electricidad para los

consumidores industriales4 es, como porcentaje del pre-

cio final y en términos generales, menor que la aplicada

a los consumidores domésticos en todos los países con-

siderados, excepto en el Reino Unido.

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 4,8% del pre-

cio total de la electricidad en el año 2003, ocupando la

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 elec-

tricidad de consumidores industriales incluyendo

impuestos para 2003, España ocupó la tercera posición,

esto es, mejoró dos puestos respecto a excluyendo los

impuestos en la comparación, en el ranking de países del

entorno europeo con menores precios medios.

Comparación de precios de electricidad

de consumidores tipo según Eurostat

En las estadísticas de Eurostat se incluyen precios

medios de electricidad de 5 consumidores tipo domésti-

cos, denominados Da, Db, Dc, Dd y De, caracterizados

por su consumo anual y por la aplicación o no de discri-

minación nocturna en sus precios. De los 5 consumido-

res tipo domésticos publicados por Eurostat, se ha selec-

cionado al consumidor tipo doméstico Db (1.200

kWh/año y sin discriminación nocturna) por correspon-

der a un consumidor doméstico sin discriminación noc-

turna, más cercano, al consumidor representativo del

caso español y al consumidor tipo De (20.000 kWh/año,

de los cuales 15.000 kWh de noche) por ser un consumi-

dor 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

2005, el consumo nacional en la tarifa 2.0 y 2.0N ascen-

dió a 60.791 GWh y 10.521 GWh, respectivamente, lo

que supone el 85,2% y el 14,7%, respectivamente del

consumo de baja tensión en tarifas sin discriminación

horaria y discriminación nocturna. El consumo anual

medio a estas tarifas fue de 2.897 kWh para la tarifa 2.0

y de 9.728 kWh para la tarifa 2.0N.

Según la información de Eurostat, en 2005 España ocupó

el decimoquinto puesto de precios más bajos para consu-

midores 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

4,0% y un 10,6% 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 33,7% y un 44,1%

superiores que las de España en 2005.

Cabe señalar por un lado que para el consumidor tipo

Db, de bajo consumo y sin discriminación horaria, Malta

84

Ele

ctri

cidad

4 Excluyendo el IVA de la comparación de preciosindustriales debido a que es un impuesto que es repercutidoal consumidor final.

fue el país de precio más bajo del entorno europeo, no

obstante, según información de Eurostat, el gobierno de

este país subvenciona la electricidad a los clientes domés-

ticos. Sin embargo, Noruega fue el país de precio más ele-

vado de los países analizados para este tipo de consumi-

dor doméstico. No obstante, el precio medio del conjunto

de los consumidores domésticos en Noruega, según la

información de la Agencia Internacional de la Energía,

fue el más bajo del entorno europeo. Asimismo, cabe des-

tacar que Noruega presenta el consumo de electricidad

por consumidor doméstico más elevado del entorno 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 represen-

tativo del consumo de electricidad doméstico.

Por otro lado, para el consumidor tipo De, Letonia fue el

país de precio más bajo del entorno europeo, mientras que

Malta, en contraste con el consumidor tipo Db, fue el país

con el precio más elevado de los países analizados.

En el grafico 4.3.13, se muestran las tasas de variación de

los precios de la electricidad en Europa en julio de 2005

respecto a julio de 2004, para los consumidores domésticos

analizados. Se observa cómo los precios de la electricidad

de los consumidores domésticos en los diferentes países

analizados han seguido una tendencia alcista en el año

2005 respecto a los del año anterior, salvo en Letonia, que

redujo los precios para el consumidor tipo Db, Eslovaquia

para el consumidor tipo De, y en Finlandia, Suecia y

Austria para ambos consumidores tipo domésticos.

Según información de Eurostat, en España, el precio de

la electricidad aumentó, en términos nominales, un

1,8% y 1,7% en 2005 respecto al año anterior para los

tipos de consumidores domésticos, Db y De, respectiva-

85

Ele

ctri

cidad

Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)

Precio medio Europa = 12,00 cen. €/kWh Precio medio Europa = 6,60 cen. €/kWh10,73Malta

PortugalDinamarca

LuxemburgoAlemania

IrlandaBélgicaChipre

HungríaFrancia

HolandaAustria

EslovaquiaNoruega

SueciaEslovenia

EspañaReino Unido

GreciaEstoniaPolonia

FinlandiaLituania

Rep. ChecaLetonia

8,508,10

7,777,567,527,457,227,217,177,056,92

6,616,546,49

5,906,14

5,735,505,435,40

4,774,544,514,32

NoruegaLuxemburgo

IrlandaAlemaniaPortugalHolandaBélgica

EslovaquiaDinamarca

SueciaAustriaEspaña

Reino UnidoFranciaChipre

Rep. ChecaHungríaPolonia

FinlandiaEslovenia

ItaliaLituania

GreciaEstoniaLetonia

Malta

24,0418,3618,34

17,3815,40

15,2014,12

13,6013,08

12,9711,76

11,5211,4511,1311,0010,9010,8710,43

10,369,95

8,567,627,47

6,235,48

4,81

Gráfico 4.3.12. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo domésticos

(cent €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2005

Precios considerados: Nacional en Reino Unido.

Fuente: Eurostat (datos extraidos el 12 de mayo de 2006).

mente, siendo uno de los países europeos con menor

aumento registrado en dichos precios.

Por otra parte, Eurostat publica precios eléctricos de 9

consumidores tipo (Ia, Ib, Ic, Id, Ie, If, Ig, Ih, Ii), carac-

terizados por su consumo anual, potencia contratada y

horas anuales de utilización. Por simplificar el análisis,

se han seleccionado los siguientes consumidores tipo

industriales de menor a mayor tamaño:

• Ia (potencia contratada 30 kW, 1.000 horas de utiliza-

ción), 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 utili-

zación). Tanto Ic como If son representativos de con-

sumos 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 países), para los consumidores tipo de tamaño

intermedio Ic e If (decimotercer puesto de 25 países y

decimocuarto de 24 países, respectivamente) y registró

precios de los más elevados del entorno europeo para el

consumidor industrial tipo Ii (decimoquinta posición de

21 países) (Véase gráfico 4.3.14).

Estonia para consumidores industriales de menor consu-

mo (Ia) y Letonia para los de tamaño intermedio (Ic e If)

y de mayor tamaño (Ii) fueron los países que registraron

en 2005 los menores precios del entorno europeo. Por el

contrario, Chipre registró los precios más elevados del

entorno europeo para los cuatro consumidores tipo indus-

triales seleccionados, seguidos de Alemania e Irlanda para

el consumidor industrial de menor consumo (Ia) y para el

86

Ele

ctri

cidad

Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)

16,6

%

-0,4

%

Dina

mar

ca

Litu

ania

Rein

o Un

ido

Port

ugal

Eslo

veni

a

Polo

nia

Leto

nia

Grec

ia

Hun

gría

Esto

nia

Chip

re

Luxe

mbu

rgo

Hol

anda

Rep.

Che

ca

Suec

ia

Noru

ega

Finl

andi

a

Eslo

vaqu

ia

Mal

ta

Irla

nda

Alem

ania

Espa

ñaFr

anci

a

Aust

ria

-1,6

%-2

,5%

-5,1

%

19,2

%16

,7%

16,2

%13

,7%

11,4

%9,

8%6,

4%6,

3%

4,6%

4,3%

3,5%

3,4%

2,6%

2,6%

2,4%

2,3%

1,7%

1,7%

0,0%

19,3

%

-0,3

%

Ital

ia

Noru

ega

Esto

nia

Espa

ñaEs

love

nia

Port

ugal

Luxe

mbu

rgo

Polo

nia

Mal

ta

Dina

mar

ca

Irla

nda

Hol

anda

Rein

o Un

ido

Alem

ania

Suec

ia

Grec

ia

Leto

nia

Aust

ria

Hun

gría

Chip

re

Eslo

vaqu

ia

Litu

ania

Rep.

Che

caFr

anci

a

Finl

andi

a

-0,5

%-1

,6%

-2,0

%

11,9

%11

,7%

11,1

%11

,0%

9,1%

8,4%

8,4%

8,2%

7,7%

6,9%

6,4%

4,3%

3,7%

3,7%

2,5%

2,5%

1,8%

1,3%

0,9%

0,0%

Gráfico 4.3.13. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo

domésticos. Se excluyen impuestos. Año 2004 respecto 2003

Precios considerados: París en Francia y Nacional en Reino Unido.En Holanda se reembolsan 96 € (excuyendo IVA) anuales por la conexión.

Fuente: Eurostat.

consumidor industrial Ic, Italia e Irlanda para el consumi-

dor If e Italia y Alemania para el consumidor Ii.

El precio de los consumidores de tamaño intermedio Ic

en España fue inferior en un 5,7% a la media aritmética

de precios de los países analizados. Por el contrario, para

el resto de los consumidores industriales tipo analiza-

dos, el precio en España fue superior al de la media

europea. En concreto, esta diferencia fue de un 4,2%

para el consumidor industrial Ia, de un 4,7% para el con-

sumidor If y de un 3,9% para el consumidor Ii.

Portugal, se situó en la banda superior de precios para los

consumidores industriales Ia, Ic e If , siendo un 13,7%,

87

Ele

ctri

cidad

NoruegaSuecia

LituaniaDinamarca

PoloniaRep. Checa

FranciaAustriaGreciaMalta

EspañaEslovaquia

HolandaHungría

EsloveniaItalia

BélgicaPortugalIrlanda

AlemaniaChipre

LetoniaEstonia

NoruegaFinlandia

SueciaLituania

DinamarcaRepública Checa

MaltaPoloniaFrancia

EsloveniaEspañaAustria

Reuino UnidoGrecia

EslovaquiaPortugal

ItaliaHolandaBélgicaHungría

IrlandaChipre

Reino Unido

LetoniaFinladiaEstonia

Alemania

4,595,435,96

6,196,416,536,897,297,667,677,707,718,128,44

8,758,779,10

10,31

8,46

10,4810,69

12,0212,0512,40

15,64

5,956,066,446,707,047,387,607,718,008,128,41

9,429,52

10,20

10,4911,0211,1711,19

10,39

11,5011,6211,81

14,5116,80

20,27

Ia: Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000

Precio medio Europa = 9,97 cen. €/kWh Precio medio Europa = 8,61 cen. €/kWh

Ic: Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600

If: Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000

Precio medio Europa = 6,14 cen. €/kWh Precio medio Europa = 5,14 cen. €/kWh

Ii: Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000

LetoniaEstonia

NoruegaAustriaPoloniaLituania

SueciaRep. Checa

FinlandiaFrancia

Reino Unido

MaltaEspañaGrecia

HolandaHungría

EslovaquiaBélgica

PortugalAlemania

IrlandaItalia

Chipre

3,304,274,564,824,834,974,995,005,085,33

5,605,905,94

6,436,456,586,756,877,047,34

7,958,66

8,899,78

Eslovenia

NoruegaFinlandia

PoloniaRep. Checa

AustriaGreciaSuecia

Reino UnidoLituaniaHungríaPortugalHolandaEspañaBélgica

MaltaIrlanda

AlemaniaItalia

Chipre

4,394,454,50

4,764,935,14

5,325,33

5,575,66

6,896,98

7,368,87

5,34

3,513,944,11

4,34

LetoniaEstonia

3,273,29

Gráfico 4.3.14. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo industriales

(cent €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2004

Precios considerados: Bruselas en Bélgica, París en Francia y Nacional en Reino Unido.

Fuente: Eurostat.

88

Ele

ctri

cidad

12,1% y 14,2% superiores, respectivamente, a los aplica-

dos en España, mientras que se situó en una posición de

precios similar a la de España para el consumidor indus-

trial Ii, siendo un 0,4% inferior al aplicado en España.

Los precios de la electricidad de los consumidores

industriales presentaron, en términos generales, un com-

portamiento alcista, salvo en Finlandia y Eslovaquia

donde se registraron disminuciones anuales en los pre-

cios de todos los consumidores industriales analizados,

en Polonia para los consumidores Ia, If e Ii, en Bélgica

para Ia e Ic, en Letonia y Estonia para If e Ii, en Austria

para Ia y en Suecia para If (véase gráfico 4.3.15).

Los países donde más aumentaron los precios de los

consumidores industriales, sin descontar el efecto de la

inflación, fueron la República Checa, Reino Unido,

Hungría, Malta e Irlanda.

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)

30,3%23,3%

22,3%

Rep. ChecaReino Unido

MaltaEslovenia

IrlandaEspaña

ItaliaChipre

EstoniaLituania

AlemaniaNoruegaHungría

DinamarcaGrecia

PortugalSuecia

LetoniaFrancia

PoloniaAustriaFinlandiaBélgicaEslovaquia

14,0%9,2%

7,3%6,9%

6,2%5,2%4,8%4,7%4,7%4,6%

4,3%2,6%2,3%

0,8%0,0%0,0%

–1,4%–1,4%

–3,5%–7,0%

–17,1%

30,3%23,8%

22,8%20,1%

14,8%9,3%

8,9%8,7%

8,0%

5,4%4,2%

3,2%2,5%2,3%

1,9%1,6%1,5%

1,0%

Rep. ChecaReino Unido

MaltaEspaña

HungríaIrlanda

AlemaniaChipre

EsloveniaPortugalNoruega

ItaliaEstoniaGrecia

DinamarcaSuecia

PoloniaLituaniaAustriaLetonia

BélgicaFinlandiaEslovaquia

–1,7%–1,9%

–2,6%

Francia0,3%0,0%

6,9%

HungríaEspaña

Reino UnidoChipre

IrlandaEsloveniaAlemania

ItaliaRep. Checa

PortugalAustria

MaltaBélgica

LituaniaGrecia

NoruegaFrancia

EstoniaSueciaEslovaquiaLetoniaPoloniaFinlandia

Reino UnidoIrlandaChipre

BélgicaEspaña

AlemaniaAustria

Rep. ChecaItalia

PortugalMalta

GreciaNoruegaHungríaSuecia

EstoniaLetoniaPoloniaFinlandia

–0,1%-0,2%

–0,4%–0,4%

–1,7%–2,3%

31,6%27,1%

23,0%17,1%

14,9%13,8%

11,7%9,8%

8,6%8,1%

7,6%7,1%

4,0%2,8%

2,4%1,1%

0,0%

48,0%20,0%

–0,2%–0,4%

–2,1%–3,2%

18,9%16,3%

14,3%13,9%13,7%

12,9%12,2%

10,1%5,2%

2,2%2,1%1,4%

2,5%

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

Precios considerados: París en Francia y Nacional en Reino Unido.

Fuente: Eurostat.

En España, los precios aumentaron, en términos nomi-

nales, en 2005 respecto al año anterior, para todos los

consumidores industriales analizados. En concreto, esta

subida fue de un 7,3% para el consumidor industrial Ia

(sexto país de mayor aumento de precios de electricidad

del entorno europeo), un 20,1% para el consumidor Ic

(cuarto país donde más aumentaron los precios), un

27,1% para If (segundo país de mayor subida de precios)

y un 14,3% para Ii (quinto país donde más incrementa-

ron los precios).

4.4. Calidad de suministro

De acuerdo con la última información disponible en esta

Comisión (datos no contrastados ni auditados), la cali-

dad de suministro en España ha ido mejorando en térmi-

nos 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 periodo 1990-2005 pasando de 4,83 horas

en 1990 a 1,95 horas en 2005, lo que representa una dis-

minución de aproximadamente el 60%. Esto pone de

manifiesto la tendencia en la mejora de calidad que se

está produciendo en los últimos años por parte de las

empresas, si bien en sitios puntuales se denota una cali-

dad de servicio inferior a los umbrales de calidad acep-

tables.

El gráfico indicado y los datos individualizados mues-

tran que en España existe una gran diferencia en los

índices de calidad de suministro entre Comunidades

Autónomas. Así, mientras que el tiempo medio de inte-

rrupción en 2005 para la Comunidad Autónoma que

tiene mejor calidad de suministro (Madrid) es 1,07

horas, en la de peor calidad (Canarias) el tiempo ascien-

de a 9,25 horas, si bien es de destacar en el año 2005 la

influencia en dicho índice de las incidencias en el sumi-

nistro eléctrico acontecidas por el paso de la tormenta

tropical Delta por dicho archipiélago.

La calidad de servicio debe estar íntimamente ligada a la

retribución de la actividad de distribución. El Real

Decreto 1955/2000 vincula la retribución de la actividad

de distribución con la calidad del servicio, a través de un

89

Ele

ctri

cidad

Máx. Provincial Mín. Provincial España

12

10

8

6

4

2

0

TIEP

I (h

oras

/año

)

Años1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

Gráfico 4.4.1. Evolución de la continuidad de suministro en España, TIEPI total y dispersión provincial

Fuente: MITyC.

doble mecanismo de, por una parte, bonificación a la

facturación a los clientes, si se cumplen los mínimos de

calidad individual, y por otra, de financiación, con cargo

a las empresas distribuidoras, de planes de mejora si se

incumplen los mínimos de calidad zonal.

La Orden 797/2002, de 22 de Marzo, por la que se

aprueba el procedimiento de medida y control de la con-

tinuidad de suministro”, define una metodología homo-

génea y auditable a todas las empresas distribuidoras

para medir la continuidad del suministro eléctrico. Es

decir, dicho procedimiento propone 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 definen 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 sus condiciones de Calidad Individual y, en

caso afirmativo, poder aplicarle el preceptivo descuento

en facturación.

Después de ser aprobado dicho plan, la implantación de

los descuentos por incumplimiento de los límites esta-

blecidos entró en vigor el 1 de enero del 2004, año

siguiente a la finalización del período de implantación

del 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”, e información

mensual requerida en los diferentes Cuadros que figuran

en el citado Procedimiento.

Una vez se dispongan de valores de la continuidad de

servicio homogéneos para todas las empresas y audita-

bles, el Ministerio podrá modificar los umbrales fijados

en este Real Decreto.

90

Ele

ctri

cidad

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

3,00

2,00

1,00

0,001990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Imprevistos Programados Total

TIEP

I (h

oras

/año

)

Años

Gráfico 4.4.2. Evolución de la continuidad de suministro en España. TIEPI total y por causas

Fuente: MITyC.

El citado Real Decreto 1955/2000, establece que se debe

elaborar un procedimiento de medida y control de la

calidad de onda, homogéneo para todas las empresas y

auditable. La CNE ha elaborado un segundo informe

sobre la propuesta del Procedimiento de medida y con-

trol de calidad de producto, elaborado por las asociacio-

nes de empresas eléctricas UNESA, CIDE y ASEME,

una vez incorporados al mismo, la mayoría de los

comentarios formulados por la CNE en su primer infor-

me. En dicho procedimiento se desarrollan los criterios

y metodología a seguir para la medida y tratamiento de

los datos de los distintos aspectos de la calidad de onda,

definidos en la norma UNE 50.160.

La citada propuesta de procedimiento consta de tres par-

tes: el procedimiento propiamente dicho y dos memorias

justificativas, una técnica y otra económica. El procedi-

miento incluye la obligación de las empresas distribui-

doras de medir los parámetros que destaca el R.D.

1955/2000 en el artículo 102.1, en número determinado

de barras MT de las subestaciones AT/MT en condicio-

nes 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.

91

Ele

ctri

cidad

Gas

1.1. Características del gas natural

El gas natural es una sustancia de origen fósil, pro-

cedente de la descomposición de materia orgánica

atrapada bajo la superficie terrestre en estratos que

han impedido su liberación a la atmósfera.

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 de los pro-

cesos 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 es incoloro, no tóxico e inodoro,

aunque se le añaden sustancias odorizantes 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 típicamente en un rango

de 10,45-12,8 KWh/ m3.

– Poder Calorífico Inferior (PCI): análogo al ante-

rior pero considerando el agua resultado de la

combustión en estado vapor.

– Densidad. La densidad absoluta del gas natural

(GN) es función de su composición y varía entre

0,75 y 0,85 kg/m3 (n). El gas natural para su

transporte en buques se licua a bajas temperatu-

ras, ocupando un volumen notablemente infe-

1. El gas natural

95

Gas

Características Unidad Mínimo Máximo

Propiedades

Poder calorífico superior (Hs) kW/m3 10.23 13,23

Índice de Wobbe superior (Ws) kW/m3 13.368 16.016

D m3/m3 0,55 0,700

S Total mg/m3 - 50

H2 S + COS (como S) mg/m3 - 15

RSH (como S) mg/m3 - 17

O2 mol % - [0.01]

C O2 mol % - 2,5

H2O (punto de rocío) ºC at 70 bar (a) - + 2

HC (punto de rocío) ºC at 1-70 bar (a) - + 5

Fuente: Resolución 13 de marzo de 2006 de la Dirección General de Política Energética y Minas.

Cuadro 1.1.1. Especificaciones de calidad del gas natural

rior al volumen en estado gas. Un factor de con-

versión aceptado es considerar 1 m3 de 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 cla-

sifican típicamente en tres familias:

• 1ª FAMILIA: Gas manufacturado (H2, CH4

y CO2) entre 6,23 y 6,89 KWh/m3.

• 2ª FAMILIA: Gas natural, aire propanado

entre 10,86 y 15,19 KWh/m3.

• 3ª FAMILIA: G.L.P. (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 principios de 2005 las reservas probadas de gas

natural se han estimado en 180 billones (1012) de

m3, equivalentes aproximadamente a 163.900

Mtep. Esta cantidad supone un aumento de las

mismas del 0,9%, en relación con el año anterior

(178,4 billones de m3). Con idéntica fecha, las de

crudo de petróleo se estimaron en 164.600 Mtep,

96

Gas

180

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

73,3

35,5

97,3

56,8

87,6

69,2

95,8

86,7

136,

811

6,4

136,

513

1,3

136,

713

2,6

137,

313

2,4

138,

313

4,2

140,

913

5,7

142,

513

8

143,

414

0,4

140,

414

3,1

142,

114

7,3

143

160,

3

158,

716

0,5

156,

416

1,8

156,

816

1,9

164,

616

3,9

48,43

58,38

79,00

90,5096,19 97,00 96,43 97,04 96,31 96,84 97,91

102,14 103,66112,10

101,13

85,09

103,45 103,2599,57

2006

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.

Ubicándolas por zonas, las mayores reservas se

encuentran en Oriente Medio, con 73,3 billones

de m3 de gas natural, que representan aproxima-

damente un 40% de las reservas totales. A con-

tinuación se encuentra Europa Oriental, dentro

de la que se incluyen los países de la antigua

Unión Soviética, y se estima que esta zona cuen-

ta con 57,8 billones de m3, valor que representa

aproximadamente un tercio de las reservas mun-

diales.

A título de participaciones nacionales, aparte de la

aportación del bloque de países que componen la

antigua URSS, cabe destacar Irán, con el 15,6% de

las reservas mundiales y Qatar con 14,3%. Son

también importantes las reservas situadas en

Nigeria, Arabia Saudita y Abu Dhabi.

La entrada de Egipto en el mercado mundial de

GNL en el año 2005 ha significado un soplo de

aire fresco en una demanda con cierta ansiedad por

conseguir gas.

97

Gas

Gráfico 1.2.2. Reservas probadas por zonas en 2005

Datos: billones (1012) de m3.

Fuente: Sedigas.

Zona Miles de bcm %

América del Norte 7,0 3,89

América Central y Sur 7,3 4,06

Europa – OCDE 6,2 3,44

Europa Oriental 57,8 32,11

África 14,1 7,83

Oriente Medio 73,3 40,72

Asia – Oceanía 14,3 7,94

TOTAL 180,0 100,00

Fuente: Sedigas.

Cuadro 1.2.1. Reservas probadas por países

en 2005

AMÉRICA DEL NORTE

7

AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR

EUROPA-OCDE

14,1

ÁFRICA

14,3

6,2

7,3

ANTIGUA URSS57,8

ORIENTE MEDIO73,3

ASIA-OCEANÍA

98

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-

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 2005, la producción comerciali-

zada de gas natural en el mundo alcanzó un valor

de 2.819,5 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

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

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.

Gas

Zona 109 m3 %



Europa – OCDE 299,1 10,61


África 173,3 6,15


Asia – Oceanía 363,3 12,89

TOTAL 2.819,50 100,00

Fuente: Sedigas.

Cuadro 1.2.2. Producción comercializada de gas

natural por zonas. Año 2005

99

Gas

AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR

EUROPA-OCDE

ÁFRICA

EUROPA ORIENTAL816,1

ORIENTE MEDIO293,5

ASIA-OCEANÍA174,2

299,1

173,3

363,3

AMÉRICA DEL NORTE

700

Gráfico 1.2.4. Producción comercializada de gas natural por zonas. Año 2005

Datos: 109 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

Gráfico 1.2.5. Evolución de la producción comercializada por zonas hasta el año 2005

Fuente: Sedigas.

del año anterior. La producción comercializada

durante el año 2005 tuvo un incremento interanual

del 1,8%.

Las zonas que encabezan la producción comercia-

lizada son Europa Oriental y América del Norte.

Conjuntamente suponen aproximadamente un

55% 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 7% 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

2005 ascendió a 2.819 bcm, lo que supone un

aumento del mismo del 2%, en relación con el

ejercicio anterior.

Los responsables de los mayores consumos han

sido los países componentes de la antigua URSS,

con 667,4 bcm, seguidos de Estados Unidos, con

614,4 bcm y Europa1, con 536,3 bcm. Estos con-

centran una proporción cercana al 65% del consu-

mo mundial.

100

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,además de Noruega, Suiza y Turquía.

101

Gas

AMÉRICA CENTRAL Y DEL SURÁFRICA

EUROPA ORIENTAL667,4

ORIENTE MEDIO251,7

170,6

83,8

AMÉRICA DEL NORTE

706,7

EUROPA-OCDE

536,3

ASIA-OCEANÍA

402,8

Gráfico 1.2.7. Consumo de gas natural por zonas. Año 2005

Datos: 109 m3.

Fuente: Sedigas.

Rati

o

80

70

60

50

40

30

20

10

0

37,9

49,954,5 56,1

64,567,8 65,6 66,8 66,6 65 66

69,264,4

69,5 6763,9

1970 1975 1980 1985 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005

Gráfico 1.2.8. Ratio reservas/producción (n.º de años)

Fuente: Sedigas.

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 de unos 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 da una

situación peculiar en la que se produce prácticamen-

te la misma cantidad de gas natural que se consume,

pese a tener el menor volumen de reservas y el

mayor consumo, en relación con las demás agrupa-

ciones de países (situación insostenible a largo plazo

de mantener dicho nivel de consumo). Presenta un

ratio reservas/consumo de tan solo 10 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 43 años.

102

Gas

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

Américadel Norte

ÁfricaAméricaCentral y del Sur

Oriente MedioEuropa-OCDE

Asia-OceaníaEuropaOriental

3,9% 3,5%

32,4%

7,9%

41,1%

8,0%10,6% 12,9%

4,1%

10,4%

6,1%

28,9%

6,2%

24,8%

14,3%

8,9%

3,0%

23,7%

19,0%

6,1%

25,1%

Reservas Producción Consumo

Gráfico 1.2.9. Proporción de reservas, producción y consumo por zonas (%)

Fuente: Sedigas.

Zona 109 m3 %



Europa-OCDE 536,3 19,02


África 83,8 2,97


Asia-Oceanía 402,8 14,29

TOTAL 2.819,30 100,00

Fuente: Sedigas

Cuadro 1.2.3. Consumo de gas natural

por zonas (bcm)

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 12 años.

Europa Oriental concentra un importante nivel de

reservas, aunque inferiores a las de Oriente Medio,

y una producción superior a su consumo. El ratio

reservas/consumo es de 87 años. En porcentaje, es

la región donde mayor producción se produce.

África registra el menor consumo de las regiones

consideradas. Al actual ritmo de producción, este

continente posee reservas para 168 años.

Oriente Medio, pese a contar con el mayor volu-

men de reservas de gas natural, su producción dista

bastante de ser elevada, en relación con otras regio-

nes. Su ratio reservas/producción es de 291 años.

Asía-Oceanía, se encuentra en el término medio

para las tres variables consideradas. Sus reservas

perdurarían durante 36 años al actual nivel de pro-

ducción.

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

procedentes 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 suminis-

103

Gas

USA

Canadá

Méjico


Europa y Europa Oriental

Oriente Medio

África

Asia / Pacífico

Gas natural

LNG

7,20

7,11

13,13

10,75

3,4111,04

102,05 8,69

2,25 3,24

7,53

62,57

9,1021,90

86,22

46,57

14,35

23,60 5,20 1,68

6,15

18,8

3,91

2,637,50

9,80

11,2

21,198,29

7,305,00

9,22

7,10

6,00

7,96

6,2516,63

4,05

Gráfico 1.2.10. Mayores movimientos de gas natural y GNL en el mundo (bcm)

Fuente: BP Statistical review of World Energy Juno 2005.

tros comercializados es Japón, procedentes princi-

palmente de Indonesia y Oriente Medio en forma

de GNL. En el caso de Norteamérica, cabe desta-

car el elevado volumen de importaciones de gas

natural de Estados Unidos procedentes de Canadá.

En el año 2004, el volumen de gas natural comer-

cializado en forma gaseosa supuso, aproximada-

mente, el 74% de las exportaciones a nivel inter-

nacional. Los países con un mayor volumen de

exportaciones fueron los integrantes de la federa-

ción rusa, 22% del total, Canadá, 15%, y

Noruega, 11%.

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. Se

pueden distinguir dos tipos principales de hubs:

• “Hub local”: punto de transferencia física de

gas, donde confluyen varios gasoductos y otras

infraestructuras que permiten redireccionar volú-

menes de gas de un punto a otro. Ejemplos:

Zeebrugge (Bélgica), Emden (Alemania), Bunde

(Holanda) y todos los de EEUU y Canadá, el más

importante de los cuales es el Henry Hub.

• “Hub nacional”: punto en el que se negocian

transferencias y otras transacciones relaciona-

das con el gas natural, aunque éstas no tengan

lugar físicamente en dicho punto, sino en cual-

quiera del sistema gasista considerado

(Ejemplos: National Balancing Point (Reino

Unido) TTF (Holanda).

104

Gas

CDG

NBP (UK)

Zeebrugge (Bélgica)

Bunde (Alemania)

TTF (Holanda)

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.

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 envíos

y recepciones de cada parte, proporcionando

informes detallados de transacciones y las

correspondientes facturas.

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 estabilidad en la evolución del

CMP, se aprecia una variabilidad más acusada del

105

Gas

41

36

31

26

21

16

11

6

Prec

io g

as (

€/M

Wh)

ene-

03

St. Fergus Zeebrugge Bunde cmp

Mes

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

Gráfico 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.

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. También depende del cambio mediodólar/euro.

106

Gas

Prec

io g

as (

€/M

Wh)

Mercados Spot NEP (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

ene-

03

Mes

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

feb-

03

abr-

03

jun-

03

ago-

03

oct-

03

dic-

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

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%),así como añadiendo también los peajes de regasificación y de reserva de capacidad. Se supone un ratio (GNL/gas totalintroducido)=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, EEUU) 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 (EEUU) 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.

resto de los precios representados. No obstante,

nótese la evolución ascendente del precio del CMP

a partir de octubre de 2005, al incluirse en dicho

precio las desviaciones del coste unitario de la

materia prima para el suministro de gas para su

venta a tarifa con respecto a la estimación anual

publicada en la actualización anual de tarifas del

año 2005.

En el gráfico 1.2.13 se representa la evolución del

precio del gas natural en el centro de gravedad del

sistema español, comparado con el precio del gas

en hubs internacionales, tanto de mercados spot

como de futuros. En él se aprecia de nuevo la esta-

bilidad del precio del gas en el mercado español,

en contraposición con la variabilidad de precios en

otros mercados internacionales.

La industria del gas natural en España ha experi-

mentado en los últimos años 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 y únicos 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, fijaba la estructura de tarifas de venta

de gas natural y de peajes de acceso a las instala-

ciones gasistas, y establecía el sistema de liquida-

ciones 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 transporte,

distribución, comercialización, suministro y proce-

dimientos de autorización de instalaciones de gas

natural. Este Real Decreto establece, entre otras

materias, las reglas para el cambio del mercado

regulado al liberalizado o viceversa y para el cam-

bio de comercializador, con objeto de responder a

las nuevas situaciones que se están produciendo en

el mercado del gas ya que, desde el 1 de enero de

2003, todos los consumidores pueden elegir sumi-

nistrador. Además, introduce una serie de medidas

con objeto de evitar la infrautilización de la capaci-

dad contratada por parte de los distintos agentes.

Durante 2002 se aprobó el documento

Planificación de los Sectores de Electricidad y

Gas, Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-

2011, en el que se señala la necesidad de acometer

determinadas infraestructuras en un horizonte de

diez años con el objeto de garantizar la cobertura

de la demanda en condiciones adecuadas de segu-

ridad 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 seguri-

dad y continuidad de suministro de gas natural,

que progresivamente representa una fracción

mayor de nuestra balanza energética.

En 2005, entró en vigor la siguiente legislación:

• Real Decreto ley 5/2005, de 11 de marzo, de

reformas urgentes para el impulso de la produc-

tividad. Cabe destacar:

– Regulación de la distribución: Sobre la zona

de distribución de gas natural no podrán con-

2. La industria del gas natural en España

107

Gas

cederse nuevas autorizaciones para la cons-

trucción de instalaciones de distribución,

debiendo cumplir las obligaciones de servi-

cio de interés general y extensión de las

redes, impuestas en la legislación y en la pro-

pia autorización administrativa.

– Regula la vuelta de clientes a mercado a tari-

fa, estableciendo un tiempo de preaviso y un

tiempo de permanencia en el mercado libera-

lizado, 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). Cabe destacar:

– Modificación del concepto operador princi-

pal y definición de operador dominante.

– La CNE resolverá las liquidaciones de gas.

– La optimización de las infraestructuras de

distribución en cada área geográfica.

– Excluye el ATR ciertas conexiones interna-

cionales.

– Refuerza la independencia del GTS.

– Elaboración de un estudio de mermas reales

y autoconsumos.

– 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 Receptoras

Comunitarias puedan ser desarrolladas por

las empresas distribuidoras: cuentas sepa-

radas.

– Se amplia la información que se pone a dis-

posición 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 consumen 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 proce-

dimientos y mecanismos para la gestión técnica

del sistema, coordinando la actividad de todos

los sujetos o agentes que intervienen en el siste-

ma para garantizar el correcto funcionamiento

técnico del sistema gasista y la continuidad, cali-

dad y seguridad del suministro del gas natural y

gases manufacturados por canalización, respe-

tando, 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. Cabe des-

tacar:

Modifica entre otras cosas, las obligaciones de

los distribuidores: Medición de los suministros a

los clientes conectados a sus redes, manteni-

miento de un sistema de atención de urgencias,

realizando de la inspección periódica y previa al

inicio del suministro.

Además, cada año se publican las Órdenes

Ministeriales que determinan las tarifas de gas

natural y los peajes y cánones asociados al acceso

de terceros.

108

Gas

A continuación, se presenta la situación del sector

del gas natural en España en el año 2005. En los

apartados 2.1 a 2.6, se trata cada una de las activi-

dades por separado (aprovisionamiento, regasifi-

cación, transporte, almacenamiento, distribución y

comercialización). En el último apartado, 2.7, 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

varios casos en los que se comparan éstas con los

precios del gas natural en otros países europeos.

2.1. Aprovisionamiento

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 aten-

der 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 2005.

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

Bilbaína. Hoy en día se trata de yacimientos deple-

tados que son utilizados como almacenamientos

subterráneos. La producción interior española se

sitúa actualmente en los yacimientos de Palancares

y Marismas, en el valle del Guadalquivir, y en el

yacimiento de Poseidón, en el Golfo de Cádiz.

Debe señalarse además que en el yacimiento de las

Marismas, se está inyectando gas con el fin de

construir un nuevo almacenamiento, en los pozos

ya agotados.

En el año 2005, la producción interna de gas natu-

ral fue de 600 GWh que, frente a las necesidades

de gas totales, 390.300 GWh, representa una apor-

tación de un 0,15%. La dependencia energética de

los suministros exteriores es casi total, como ocu-

rre en el caso del petróleo.

109

Gas

En el cuadro 2.1.1 se recoge la producción de los

yacimientos nacionales durante 2005.

Los aprovisionamientos externos de gas llegan a la

Península de dos formas:

• A través de gasoductos conectados a redes inter-

nacionales de gasoductos.

• Mediante gas natural licuado (GNL) transporta-

do en buques metaneros

Existen varios puntos de entrada de gas natural en

España, por un lado las cuatro plantas de regasifi-

cación (Huelva, Barcelona, Cartagena, y Bilbao)*

y por otro, cinco conexiones internacionales por

gasoducto, dos con Portugal: Tuy y Badajoz, al

norte y al este de dicho país respectivamente, una

con Marruecos por Tarifa donde nos conectamos

con el gasoducto del Magreb 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 170.700 GWh del gas introducido en

nuestro territorio, que supone un 44% de la apor-

tación total (cumpliendo los aprovisionamientos,

de manera conjunta, la limitación del 60% impues-

ta por la Ley de Hidrocarburos en lo referente a las

importaciones de gas procedente de un mismo

país). Le sigue Nigeria, con un 15% de los aprovi-

sionamientos totales, Egipto con el 11%, y

Noruega con el 6%.

En relación con periodos anteriores cabe destacar

el incremento en la aportación de Nigeria, así

como la incorporación de Egipto, y la vuelta de

aprovisionamientos de Trinidad y Tobago.

La mayor parte de los aprovisionamientos de gas

fue realizada por medio de gas natural licuado

(GNL), el 65%, correspondiendo a gas natural el

35% restante. Esta atípica configuración del siste-

ma de aprovisionamiento español, en base a un

elevado número de proveedores (en comparación

con el resto de los países europeos) se debe a nues-

tra posición geográfica, sin tantas posibilidades de

conexiones por gasoductos, lejos de los tradiciona-

les suministradores europeos como Rusia o

Noruega, y cerca de Argelia. El GNL y las plantas

de regasificación proporcionan a nuestro sistema

110

Gas

GWh Producción yacimientos

Marismas/Mes Palancares Poseidón

Enero -48 175

Febrero -116 135

Marzo 69 152

Abril 46 148

Mayo -3 154

Junio -122 148

Julio -184 104

Agosto -268 109

Septiembre -242 106

Octubre -212 109

Noviembre -67 106

Diciembre 154 106

Total -993 1.552

Fuente: ENAGAS.

Cuadro 2.1.1. Producción de gas naturalen los yacimientos nacionalesdurante 2005

* La Planta de Regasificación de Sagunto está en funciona-miento comercial desde el 1 de abril de 2006.

111

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

Qatar

Abu Dhabi

Egipto

Total

Argelia (total)

2005

Gráfico 2.1.1. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural

Fuente: CNE, Sedigas, Enagas, Resolución MINECO 15/7/02.

Procedencia1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005(*)

GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Nacional TOTAL 1.200 1.592 1.695 5.867 5.831 2.529 4.781 600

Inte

rnac

iona

l

GNArgelia 59.920 70.208 71.577 62.265 72.669 74.693 88.855 110.300

Noruega 26.719 26.773 26.856 26.832 26.433 26.640 25.685 24.400

TOTAL 86.639 96.981 98.433 89.097 99.102 101.333 114.540 134.700

GNL

Libia 10.560 11.201 9.293 9.230 7.341 8.442 7.765 10.100

Argelia 41.169 45.617 48.512 50.603 69.144 84.820 76.190 60.400

Nigeria 888 21.822 28.209 18.695 46.345 57.570 57.700

Trinidad&Tobago 8.687 9.157 6.806 5.342 977 - 5.600

GolfoPérsico 13.453 13.397 8.753 20.601 40.226 33.065 62.394 75.900

Egipto - - - - - - - 41.100

Otros 4.309 3.460 3.518 3.079 2.099 6.960 4.200

TOTAL 69.491 83.250 101.055 115.449 143.827 175.748 210.879 255.000

TOTAL 157.330 181.823 201.183 210.413 248.760 279.610 330.200 390.300

Cuadro 2.1.2. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural hasta 2005 (GWh)

Fuente: CNE.La planta de regasificación de Sagunto está en funcionamiento comercial desde el 1 de abril de 2006.(*)Sedigas, Enagas, Resolución MINECO 15/7/02.

una elevada flexibilidad, en cuanto a la gestión del

mismo y a la posibilidad de diversificación 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 actividades

de aprovisionamiento, se modificó el tradicional

112

Gas

Noruega6%

Libia3%

Nigeria15%

Golfo pérsico19%

Egipto11%

Trinidad & Tobago1%

Argelia GN29%

Argelia GNL15%

Otros1%

Doméstico0%

Gráfico 2.1.2. Aprovisionamientos de gas natural en el año 2005

Fuente: SEDIGAS.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

51 56 54 50 45 4236

49 44 46 50 55 5864

% GN% GNL

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

37

63

2005

35

65

Gráfico 2.1.3. Evolución de la proporción de gas natural (GN) / gas natural licuado (GNL)

Fuente: CNE.

sistema de aprovisionamientos, en el que Enagas

centralizaba todas las compras de gas natural para

el abastecimiento del mercado español y pasan a

ser las empresas comercializadoras las responsa-

bles de los aprovisionamientos de sus clientes en el

mercado liberalizado, o bien los propios consumi-

dores cualificados directamente. Las compañías

transportistas han de mantener 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.

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, que actúan como

intermediarias comprando el gas al productor.

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 2005 la práctica tota-

lidad de las necesidades para abastecer al mercado

a tarifa. Adicionalmente, Gas de Euskadi

Transporte ha cubierto el 0,59% de las necesidades

del mercado a tarifa.

Las compañías comercializadoras o grandes con-

sumidores cualificados adquieren el gas, en gene-

ral, a través de contratos de aprovisionamientos

firmados con los países productores de gas natural.

No obstante existe también un número importante

de transacciones entre empresas dedicadas al apro-

visionamiento y a la comercialización. La mayoría

de los aprovisionamientos 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

113

Gas

% a

prov

isio

nam

ient

os d

e ga

s

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

90

10

38

62

55

45

80

Mercado liberalizadoMercado regulado

71

2917

83

20

2000 2001 2002 2003 20052004

Gráfico 2.1.4. Estructura de los aprovisionamientos de gas por mercado

Fuente: CNE.

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.

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 –160 ºC, al estado gaseoso y su introducción

dentro de la red nacional de gasoductos. Además,

en las plantas de regasificación se realizan las ope-

raciones de descarga de los buques metaneros, y la

carga de camiones cisterna de GNL con destino a

las plantas satélites.

Situación de la regasificación en España

España cuenta con cuatro plantas de regasificación

situadas en los puertos de Barcelona, Cartagena,

Huelva y Bilbao.

• 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

114

Gas

Unión Fenosa2%

BBE4%

Incogas0%

Shell3%

Iberdrola15%

BP6%

GN Comercializadora47%

GdF2%

Endesa6%

Cepsa3%

Naturgascomercializadora

4%

Gráfico 2.1.5. Cuotas de aprovisionamiento en el mercado liberalizado por empresa comercializadora en el

año 2005 (*)

Fuente: CNE

(*) Datos provisionales.

80.000 m3. Ha aumentado la capacidad de alma-

cenamiento con la inauguración del quinto tan-

que de GNL con capacidad de 150.000 m3,

aumentando la capacidad de emisión a 1.500.000

m3(n)/h. Esta planta pertenece a ENAGAS.

• Planta de Cartagena

Se ubica en la Dársena de Escombreras, en la

provincia 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.

Actualmente ha ampliado la capacidad de emi-

sión desde 600.000 m3(n)/h hasta 900.000

m3(n)/h. Esta planta pertenece a ENAGAS.

• Planta de Huelva

Se encuentra en la desembocadura de los ríos

Tinto y Odiel y cuenta con una superficie de

141.000 m2. Tiene capacidad de descarga para

buques de hasta 140.000 m3. La primera descar-

ga se produjo en 1988 con gas natural licuado

procedente de Argelia. Durante 2004 se ha

duplicado la capacidad de regasificación a la red

de 72 bar al ponerse en funcionamiento el 3er

tanque de almacenamiento con capacidad para

150.000 m3 GNL. Actualmente ha aumentado la

capacidad de emisión pasando de 900.000 m3

(n)/h a 1.050.000 m3 (n)/h. Esta planta es pro-

piedad de ENAGAS.

• Planta de Regasificación de Bilbao

La planta de regasificación de Bahía de Bizkaia

Gas (BBG) se puso en marcha en agosto del

año 2003 aunque la puesta en marcha definiti-

va tuvo lugar en diciembre. Está situada en el

puerto de Bilbao y entró en operación en

diciembre de 2003, con una capacidad de emi-

sión de 800.000 m3(n)/h y dos tanques de

150.000 m3 GNL cada uno. Esta planta perte-

nece a la sociedad BBG, S.L.

Dentro de las infraestructuras de regasificación que

entraron en funcionamiento durante 2005, destacan

el aumento en la capacidad de almacenamiento res-

pecto al 2004 gracias a la puesta en funcionamiento

de los nuevos tanques en la planta de Barcelona y

Cartagena, pasando de 1.010.000 m3 a 1.287.000

m3, y también al aumento de la capacidad de emi-

sión pasando de 3.500.000 m3(n)/h a 4.250.000

m3(n)/h.

En el cuadro 2.2.1 se describe la capacidad actual de

las cuatro plantas de regasificación existentes, en

función de sus parámetros básicos: los muelles de

atraque de buques metaneros, los tanques de alma-

cenamiento de GNL, la capacidad de los equipos de

regasificación y la capacidad de carga de cisternas

de GNL con destino a las plantas 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 2005.

Es destacable el mayor nivel de existencias de fina-

les del año 2005, coincidiendo con la aplicación de

las reglas de operación invernal que compelen a

mantener 3 días de almacenamientos en tanques.

115

Gas

116

Gas

Existencias Barcelona Existencias Cartagena Existencias Huelva Existencias Bilbao

1-1-

05

16-1

-05

31-1

-05

15-2

-05

2-3-

05

17-3

-05

1-4-

05

16-4

-05

1-5-

05

16-5

-05

31-5

-05

15-6

-05

30-6

-05

15-7

-05

30-7

-05

14-8

-05

29-8

-05

13-9

-05

28-9

-05

13-1

0-05

28-1

0-05

12-1

1-05

27-1

1-05

12-1

2-05

27-1

2-05

m3

GNL

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

Gráfico 2.2.1. Existencias en tanques de GNL, 2005

Fuente: Gestor Técnico del Sistema.

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 +150.000

1 * 80.000 + 1* 140.000

45 600.00050 ENAGAS

72 900.000

Cartagena 60.000 + 100.000+ 127.000

1 * 80.000 +1 * 140.000 72 900.000 50 ENAGAS

Huelva 55.000 + 105.000+ 150.000 140.000 72 1.050.000 50 ENAGAS

Bilbao 2 x 150.000 140.000 72 800.000 15 BBG

TOTAL 1.287.000 4.250.000 165

Fuente: CNE.

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

2005-20011 de la Planificación de los Sectores de


Transporte 2002-2011”.

Como infraestructuras recientes incorporadas al

sistema gasista destaca la puesta en funcionamien-

to de una nueva planta de regasificación de Bilbao

y la existencia de dos nuevas plantas en construc-

ción avanzada en Sagunto y Mugardos (actual-

mente Sagunto esta operativa), así como la puesta

en marcha de la duplicación del gasoducto Huelva

– Sevilla – Córdoba – Madrid. Es preciso reseñar

la nueva interconexión con Francia a través de

Irún. Estas infraestructuras, junto con el resto de

puestas en servicio durante los últimos años, posi-

bilitan el suministro de gas a nuevos mercados y

aumentan la seguridad de suministro del sistema.

En relación con las infraestructuras incluidas en el

documento de “Planificación de los Sectores de


Transporte 2002-2011” que fue aprobada por el

Consejo de Ministros en septiembre de 2002, han

sido muchas las que durante los años 2002, 2003,

2004 y 2005 han sido puestas en operación. Esta

Planificación fue revisada en 2006 y aprobada el

31 de marzo de 2006 por el Consejo de Ministros.

Para el año 2006, la planificación recoge las

siguientes infraestructuras:

– Planta de Hueva: 4º tanque de almacenamiento

de 150.000 m3 y ampliación de emisión a

1.200.000 m3(n)/h.

– Planta de Barcelona: Ampliación de la emisión

a 1.050.000 m3(n)/h hacía la red de 72 bar.

– Planta de Cartagena: Ampliación de la emisión

a 1.200.000 m3(n)/h.

– Puesta en marcha de la planta de Sagunto.

Nuevas infraestructuras

• Planta de Regasificación de Sagunto

La planta de regasificación de Sagunto tendrá

una capacidad de emisión de 800.000 m3 (n)/h y

dos tanques de 150.000 m3 de GNL cada uno,

además de una capacidad de atraque de 140.000

m3. En marzo de 2003 se inició la construcción

de la planta y ha entrado en operación en abril de

2006. El titular de la instalación es Saggas.

• Planta de Regasificación de Mugardos

La planta de Mugardos contará con una capaci-

dad de atraque de 140.000 m3 de GNL, y una de

emisión de 412.800 m3(n)/h y dos tanques de

150.000 m3 GNL cada uno; se espera que entre

en operación comercial en el 2007. Dicha planta

es propiedad de 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

117

Gas

de 150.000 m3 y una capacidad de regasificación

de 150.000 m3(n)/h. Inicialmente, el gas 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 espera

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 emi-

sión 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. Esta planta

no tiene promotor por el momento.

2.3. Transporte por gasoducto


Los gasoductos de transporte se clasifican por pre-

siones, de la siguiente manera:

– Gasoductos de transporte primario de gas natu-

ral a alta presión: Presión máxima de diseño es

igual o superior a 60 bares.

– Gasoductos de la red de transporte secundario:

Presión máxima de diseño está comprendida

entre 16 y 60 bares.

2.3.2. Situación del transporte en España

De acuerdo con los datos disponibles a finales de

2005, los gasoductos de transporte en España tota-

lizan 7.863 km. El reparto de la red de transporte

por empresas se muestra en el cuadro 2.2.2.

118

Gas

Cuadro 2.2.2. Empresas con activos de transporte, 2005

Empresa Km de gasoducto Porcentaje (%)

ENAGAS 6.631 84,3

Al-Ándalus (Enagas +Transgas) 277 3,5

Gasoducto de Extremadura (Enagas +Transgas) 250 3,2

Endesa Gas Transportista 290 3,7

Gas Natural SDG 209 2,7

Gas de Euskadi Transporte S.A.U. 152 1,9

Transportista Regional del Gas 41 0,5

Infraestructuras Gasistas de Navarra 13 0,2

TOTAL 7.863 100,0

Fuente: CNE

Conexiones internacionales

España dispone de cinco conexiones internaciona-

les por gasoducto, una con Francia por Larrau

(Navarra), por la que en estos momentos se impor-

ta gas derivado de un contrato con Noruega, otra

con Marruecos por Tarifa (Cádiz), por la que se

introduce gas argelino en el sistema, dos en

Portugal (Badajoz y Pontevedra) y por último una

en Irún.

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.

Por otra parte, tras la puesta en marcha de la Planta

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.

En el año 2005 el tránsito de gas hacia la Península

por Larrau ha sido de 24.434 GWh, mientras que

por Tarifa fue de 110.323 GWh, destinado al mer-

cado nacional, un 18% superior respecto a 2004.

La conexión actual de Irún tiene poca capacidad de

vehiculación, hasta que se desarrolle la duplica-

ción del gasoducto Vergara-Irún.

Como se pone de manifiesto en el gráfico 2.2.2,

las conexiones internacionales por gasoducto se

explotan con flujos relativamente constantes que

se adecuan a la estrecha flexibilidad de los contra-

119

Gas

1-1-

05

16-1

-05

31-1

-05

15-2

-05

2-3-

05

17-3

-05

1-4-

05

16-4

-05

1-5-

05

16-5

-05

31-5

-05

15-6

-05

30-6

-05

15-7

-05

30-7

-05

14-8

-05

29-8

-05

13-9

-05

28-9

-05

13-1

0-05

28-1

0-05

12-1

1-05

27-1

1-05

12-1

2-05

27-1

2-05

m G

NL

1.600

1.400

1.200

1.100

800

600

400

200

0

AASS HuelvaCartagena Barcelona Yacimientos Tarifa LarrauBilbao

Gráfico 2.2.2. Entradas a la red de transporte en 2005


tos. La modulación del sistema entre invierno y

verano se realiza con los almacenamientos subte-

rráneos, y con las plantas de regasificación, infra-

estructuras que también juegan un papel importan-

te en la modulación semanal de la demanda.

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 Andalus-Gasoducto de Extremadura:

Tarifa-Badajoz.

– Eje Norte – Noroeste: Santander –Tuy.

Los activos de transporte más importantes puestos

en explotación durante el 2005 han sido los gaso-

ductos:

– Málaga-Estepona Tramo II.

– Castelnou-Fraga-Tamarite de Litera.

– Arbós-Tivissa

– Cartagena-Lorca (fase II).

– Ramal Totana-Murcia.

120

Gas

Quintanar de la Orden

MonzónTamarte de Litera

Alfarrá Manresa

MataróMontmero

Igualada

Zuera

Talavera

Torrijos

Oviedo

Ourense

Ponferrada

Larrau

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

Tuy

Astorga

AvilésGijón

Luarca

Langreo

Reinosa

Miranda

Vergara

Irún

Aguilar de CampooSantovenia

Braga

Palencia

Soria

Lumbier

Huesca

Villar de Arredo

Haro

Aranda

Guadalajara

Getafe

Algete

Plasencia

Benavente

Briviesca

Lerma

Toro

Tordesillas

EstellaViana

Tudela

Sangüesa

Logroño

GuardaViseu

Oporto

26”

20”

Villamayor

OlmedoMedina del Campo

Rivas

Almazán

Villalba

Turégano

Subirats

Bañeras

Igualada

SariñenaVillanueva G.

Zuera

Huelva

Puertollano

Reus

Paterna

Málaga

Sevilla

Algeciras

Arcos

Estepona

Motril

CáceresToledoTalavera

Lérida

Cartagena

Lorca

Caudete

PLANTA DE CARTAGENA

Tarancón

Mérida

Linares

Osuna

12”10”

Tivissa

Castelnou

Alcañiz

Torrijos

Alameda dela Sagra

Tortosa

Alcora

BorriolVillafames

ChilchesSegorbe

Nules

SaguntoPuzol

Lliria

Cheste

Carlet

Xixona

Agullent

ElcheSines

PortalegreCampomaior

Leiria

Mouro

PLANTADE SAGUNTO

Fuente-Álamo

Mijas

Viches

Fuentes

Caspe

Andorra

Santa Cruz de Mudela

Alcázar de San Juan

Jerez

Puente Genil

Aguilar de la F.

Castro U.

Arrigorriaga DurangoLesaka

Los Yébenes

Almería

16

Laredo

SanturzeTreto

Aranjuez

16”12”

Peñafiel

Villamañan

Castor

A Coruña

Pontevedra

Lugo

Zamora

Salamanca

Badajoz

León

Valladolid

Burgos

Santander S. SebastiánBilbao

Vitoria

Pamplona

Barcelona

Gerona

Zaragoza

Tarragona

Castellón

Alicante

Valencia

AlbaceteCiudad Real

Córdoba

Cádiz

Madrid

Segovia

Ávila

PLANTA DE BILBAO

AASS GAVIOTA

AASS SERRABLO

C.I. FRANCIA

PLANTA DE MUGARDOS

Yacimiento

Conexión internacional(Capacidad nominal en miles de m3(n)/(h)

Almacenamiento subterráneo(Capacidad útil en Mm3(n) (gas)

Almacenamiento subterráneo(En proyecto)

Capacidad de extracción(En miles m3(n))/h de gas)

Estación de compresiónEstación de compresión(En construcción)

Gasoducto de transporte(Autorizados o en construcción)

Gasoducto de Portugal(Autorizados o en construcción)

PLANTA DE BARCELONA

Planta de regasificación(Construcción)

Capacidad de regasificación(En miles de m3(n)/(h)

Capacidad de regasificación(En construcción)

Planta de regasificación(En miles de m3 de gnl)

150150

20”

12”16”

24”

12”20”

8”26”

30”8”

413

20”

10”

1.446

20”

20”20”

20”

20”

12”

12”8”

8”26”

12”

12”

820

12”

20”

26” 10”

16”

150 150

280

26”

6”

10”

26” 20”

12”

12”

15024”

16”

20”

26”

12”

10”

80 80

40 40

12”20”

150150

16”26”

12”

24”

26”

20”

8”

16/10/8”

32”

26”

30”

1271055520”

10”12”

10”

32”

16”

10”48”

28”

26”

10”

10”

16”

12” 32”

20”

20”

30”

PALANCARES

PLANTA DE HUELVAPOSEIDÓN

MARISMAS

28”28”

32”

150 10055

120

26”12”

28”

20”

1.150

Granada

Jaén

CuencaTeruel

Murcia

20”

6”

AASS DECARRIZO

PLANTADE SINES

C.I. MARRUECOS

120

1.050

150

800

800

900

1.500

4”6”

4”

6”

4

6”

12”

8”

6”

10”

16”12”

8”

10”

14”

12”

12”

10”

8”

8”

12”

12”16”

Gráfico 2.2.3. Mapa de infraestructuras gasistas 2005

Fuente: CNE.

Respecto a las estaciones de compresión, cabe

señalar la ampliación de la estación de compresión

de Córdoba Fase II, Almendralejo, Sevilla,

Bañeras Fase II y Tivissa.

Nuevas infraestructuras

Conexiones internacionales

Por tanto, a partir del 2007 cabe pensar que podrí-

an producirse flujos de gas desde España a Francia

para alimentar el sur-oeste de Francia, o flujos de

Francia a España en virtud de nuevos aprovisiona-

mientos por gasoducto o incluso debido a la utili-

zación de almacenamientos subterráneos france-

ses. 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

condición de B1, dependiente de la existencia de

contratos de aprovisionamiento. A esta nueva

capacidad contribuirá la construcción de la

Estación de Compresión de Pamplona.

Por último, los promotores de la sociedad Medgaz

han presentado un proyecto que conectaría directa-

mente 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.

Para el año 2007, cabe destacar la duplicación del

gasoducto Vergara-Irún y el gasoducto Frontera

Francesa-Viella que alimentará al Valle de Arán

desde la red francesa.

121

Gas

Cuadro 2.2.4 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

Infraestructuras peninsulares

El gasoducto Alcázar de San Juan-Alcudia de

Crespins que figuraba en la Planificación original,

es una infraestructura de refuerzo importante para

asegurar el correcto funcionamiento del sistema

gasista. Denominado Eje Transversal porque une el

Eje Mediterráneo con el Eje Central, e inicialmente

configurado como de seguridad, es vital para eva-

cuar el gas de las Plantas de Regasificación del

Mediterráneo hasta el Centro de la Península. La

revisión de la Planificación lo recoge como Alcazar-

Montesa, 264 Km y 36 pulgadas. Se espera que

entre en operación a finales del 2007.

Infraestructuras extrapeninsulares

• Baleares

En el documento de «Planificación de los sectores

de electricidad y gas 2002-2011 se recoge la nece-

sidad de disponer de una propuesta detallada de la

solución óptima para el suministro energético 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

Diciembre 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 sal-

drá el gasoducto insular que lleve el gas natural

hasta la ciudad de Ibiza y el emplazamiento de la

122

Gas

GASODUCTO EN PROYECTO

MENORCA

Denia

FORMENTERA

MALLORCA

IBIZA

Cala Gació

San Juan de Dios

ESTACIÓN DE COMPRESIÓNEN PROYECTO

Gráfico 2.2.4. Infraestructura gasista de Baleares

Fuente: CNE.

central térmica, y por otra parte continuará hasta

Mallorca donde entrará en los terrenos de la antigua

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 Ca´s Tresorer,

central térmica de Son Reus y para conectar las

redes de distribución existentes. Su entrada en ope-

ración está prevista para el año 2008. En el futuro,

al gasoducto insular se conectarán los nuevos gaso-

ductos 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 proyectos de las correspondientes

infraestructuras en las islas de Gran Canaria y

Tenerife consistentes en sendas plantas de regasifi-

cación de GNL y los gasoductos de transporte aso-

ciados, cuyas autorizaciones administrativas están

siendo tramitadas.

123

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 2.2.5. Infraestructuras gasistas de Gran Canaria

Fuente: CNE.

Está previsto en la Planificación que en el año

2009 sea puesta en operación la planta de alma-

cenamiento y regasificación de gas natural, el

gasoducto de transporte y la infraestructura marí-

tima en la isla de Gran Canaria. Para el año 2010

culminarán las obras en la isla de Tenerife

pudiendo empezar a recibir GNL y realizar las

actividades de descarga, regasificación y trans-

porte a las centrales eléctricas, así como la posi-

ble distribución a los sectores turístico, industrial

y doméstico.

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, respectivamen-

te. En ambos casos los principales consumidores,

generadores eléctricos, representados por las cen-

trales térmicas de Barranco de Tirajana en Gran

Canaria y Granadilla en Tenerife se encuentran

relativamente cerca de las plantas de regasifi-

cación.

Planta de regasificación de Gran Canaria.

Su capacidad de regasificación inicial será de

150.000 m3(n)/hora, su puesta en funcionamiento

está prevista para el año 2009 y contará desde el

principio con un tanque de GNL de 150.000 m3 de

124

Gas

150150

Granadilla

PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)

CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)

Gráfico 2.2.6. Infraestructura Gasista en Tenerife

Fuente: CNE.

capacidad y con una capacidad de atraque de

buques metaneros de hasta 145.000 m3 de GNL.

Planta de regasificación de Tenerife.

Su capacidad de regasificación inicial será de

150.000 m3(n)/hora, su puesta en funcionamiento

está prevista para el año 2010 y contará desde el

principio con un tanque de GNL de 150.000 m3 de

capacidad y con una capacidad de atraque de

buques metaneros de hasta 145.000 m3 de GNL.

Gasoductos

En las siguientes tablas se presentan tanto los

gasoductos de transporte como los ramales de

suministro a las centrales de generación eléctrica

previstos.

125

Gas

Cuadro 2.2.5 Gasoductos de transporte en la C.A. de Canarias

NombreAño

p.e.m.Km

Presiónmáx.

diseño

D(‘‘)

Nuevacategoría

Gasoducto Planta GNL Arinaga-San Bartolomé de Tirajana 2009 10 72 14 A

Gasoducto Planta GNL Arinaga-CT Jinamar-Las Palmas de Gran Canaria 2011 41 72 12 A

Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT de Granadilla (693 MW)1 2010 0,4 72 16 A

Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT Candelaria-Santa Cruz de Tenerife 2011 49 72 14 A

1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en ciclo abierto 2 CiclosCombinados. No se refleja potencia instalada en motores diesel.

Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.

Cuadro 2.2.6. Ramales directos a las centrales térmicas de la C.A. de Canarias

NombreAño

p.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

1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en ciclo abierto 2 CiclosCombinados.

Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.

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 estacionales de

la demanda variaciones 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 consumido-

res cualificados que hagan uso del derecho de

acceso y no se suministren de un comercializa-

dor 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 contex-

to de mercado liberalizado, la capacidad de

almacenamiento podría ser utilizada como una

herramienta comercial, en función de los precios

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 que sólo se podrá

recuperar, en parte, cuando se dé por finalizada la

explotación del almacenamiento. En condiciones

excepcionales se podría utilizar un tercio del gas

colchón; este gas es denominado por Enagas como

gas extraíble por medios mecánicos.

126

Gas

Cuadro 2.4.1. Características de los almacenamientos subterráneos. Año 2005

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 1.702 879 2.581 4,5 5,7

TOTAL 2.122 1.559 3.681 8,4 12,5

(*) Incluye el gas extraíble con medios mecánicos (1/3 gas colchón).


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 2005 se han inyectado 1.341 millo-

nes de m3 de gas natural y se han extraído 873

millones de m3. Las existencias finales han sido

superiores a las de 2004. Como puede comprobar-

se en el cuadro 2.4.2, en general, los periodos de

extracción de gas de los almacenamientos tuvieron

lugar en invierno desde enero hasta marzo, habien-

do comenzado de nuevo a principios de noviem-

bre. Durante los meses restantes las operaciones

realizadas en los almacenamientos fueron las de

inyección de gas natural para el aprovisionamiento

de invierno.

El gráfico 2.4.1 muestra el nivel de llenado de

cada almacenamiento subterráneo durante este

periodo.

En relación con las existencias mínimas en los

almacenamientos subterráneos que mantienen los

agentes que operan en el sistema gasista, se ha

observado un número creciente de solicitudes y

127

Gas

Cuadro 2.4.2. Gas inyectado y extraído en los almacenamientos subterráneos durante 2005

GWh Serrablo Gaviota

Mes Inyección Emisión Inyección Emisión

Enero 0 1.151 0 1.372

Febrero 0 1.058 0 1.779

Marzo 349 430 337 1.140

Abril 1.186 0 954 0

Mayo 1.070 0 1.384 0

Junio 756 0 1.035 0

Julio 989 0 1.268 0

Agosto 1.047 0 1.582 0

Septiembre 395 0 1.407 0

Octubre 23 0 1.535 0

Noviembre 0 628 279 477

Diciembre 0 1.070 0 1.047

Total 5.815 4.337 9.781 5.815

Fuente: Enagas.

128

Gas

805

285

0Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

775

2.581

1.702

1.135


2.481

Gas colchón no extraible

Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)

Gas operativo

ampliación de capacidad

295

135

90




Gas operativo



ampliación de capacidad

190

* Incluye una ampliación de 100 Mm3

año anterior

Uso Extracción

Inyección anual/(capacidad total-gas colchón)

Extracción anual/(capacidad total-gas cochón)

Uso Inyección

Índice utilización JACA 61%

65%

57%

año anterior

Uso Extracción



Uso Inyección

Índice utilización AURÍN 75%

100%

50%

año anterior

Uso Extracción



Uso Inyección

Índice utilización GAVIOTA 76%

96%

57%

Gas operativo

Gráfico 2.4.1. Estado de llenado de los almacenamientos subterráneos en el año 2005

Fuente: ENAGAS.

contratos de acceso. Esto podría interpretarse

como un esfuerzo por parte de los agentes para

alcanzar un correcto cumplimiento de las obliga-

ciones impuestas por el Real Decreto 1716/2004.

El crecimiento de la demanda y el no desarrollo

de nuevos Almacenamientos Subterráneos, está

haciendo cada vez más difícil la utilización de

estos almacenamientos como herramienta comer-

cial.

Ampliaciones y nuevos almacenamientos

La capacidad de almacenamiento subterráneo inclui-

da en la Planificación obligatoria tiene por objeto

garantizar la posibilidad de disponer de las reservas

de gas que en cada momento contemple la normati-

va vigente. Por ello, y por el importante crecimiento

que esta experimentando la demanda, 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 posi-

ble asegurar la viabilidad técnica de cada instala-

ción sin haber incurrido previamente en una parte

muy relevante de la inversión necesaria para su

desarrollo.

Dado que los costes medios de la inversión nece-

saria por unidad de volumen que pueden resultar

en cada proyecto son suficientemente dispares

como para impedir la posibilidad de la aplicación

de valores estándares, la retribución de cada pro-

yecto de almacenamiento deberá establecerse de

acuerdo con sus características técnicas singu-

lares.

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)

Esta previsto en la Planificación la utilización de

este antiguo yacimiento de gas natural como

almacenamiento subterráneo con un volumen

operativo de unos 300 Mm3(n), una capacidad

de inyección 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).

En una segunda fase, la capacidad de este alma-

cenamiento podría ampliarse hasta alcanzar los

siguientes valores: duplicidad del volumen ope-

rativo hasta los 600 Mm3(n), capacidad de inyec-

ción hasta 3,5 Mm3(n)/día y capacidad de

extracción máxima de 4,4 Mm3(n)/día, mante-

niéndose el mismo volumen de gas colchón.

Para ello será necesario la duplicidad de la cone-

xión de este almacenamiento subterráneo con la

red básica de gasoductos mediante un nuevo

gasoducto de unos 7 Km. de longitud y 20 pul-

gadas de diámetro que debería encontrarse ope-

rativo a lo largo del año 2007.

• Duplicidad de AA.SS. de Gaviota

La duplicidad de la capacidad operativa de este

almacenamiento, desde los 879 Mm3(n) actuales

hasta los aproximadamente 1.558 Mm3(n), está

revista para el año 2009. Las principales carac-

129

Gas

terísticas operativas tras su duplicación serían

las siguientes: capacidad de inyección 9,6

Mm3(n)/día, 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 pulga-

das de diámetro que debería encontrarse operati-

vo 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 almacenamietno

subterráneo de esta estructura geológica se

encuentran en un estado avanzado. El volumen

operativo de gas previsto es superior a 1bcm,

concretamente del orden de los 1.050 Mm3(n),

con una capacidad de extracción máxima 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 podría estar en funcionamien-

to a lo largo del año 2009, para lo cual sería nece-

sario poner en funcionamiento el 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 direc-

ta durante el periodo invernal.

• Desarrollo de AA.SS. de Poseidón

Este proyecto consiste en la transformación de

un antiguo yacimiento de gas natural en almace-

namietno subterráneo. La fecha prevista de fun-

cionamiento es el año 2009, Las principales

características previstas para este almacena-

miento son: volumen operativo de unos 250

Mm3(n), capacidad de inyección del orden de 1

Mm3(n)/día, capacidad de extracción de unos

1,5 Mm3(n)/día y volumen estimado de gas col-

chón de unos 150 Mm3(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. Este almacenamiento podría iniciar su

1º ciclo de inyección en el año 2009, con un

volumen operativo del orden de los 1.100

Mm3(n), una capacidad de extracción próxima

a 25 Mm3(n)/diá, una capacidad de inyección

del orden de los 12 Mm3(n)/día y un volumen

estimado de gas colchón de unos 600 Mm3(n).

Para su entrada en funcionamiento será necesa-

ria la construcción de un gasoducto de unos

30km de longitud y 30 pulgadas de diámetro que

permita su conexión con la red básica de gaso-

ductos. Dicho Gasoducto debería entrar en ope-

ración en el año 2009.

• 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 análisis

que determinen su viabilidad como almacena-

miento subterráneo de gas natural.

130

Gas

131

Gas

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 con-

ducir el gas a un único consumidor, partiendo de

un gasoducto de la red básica o de transporte

secundario. Asimismo, se consideran elementos

constitutivos de la red de distribución todos aque-

llos activos de la red de comunicaciones, sumi-

nistro de energía eléctrica, protecciones, control,

servicios auxiliares, terrenos, edificaciones 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 partes 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.

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

Grupo Gas NaturalGas 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 Naturgas Energía Distribución SAU

Naturgas Energía Distribución SAUGas Nalsa, S.A.Gas Tolosa, 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.3

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

132

Gas

3 Gesa Gas suministra aire propanado.

• Gesa Gas

• Gas Natural SDG• Gas Tolosa• Gas Natural de Álava• Gas Natural Distribución

• Gas Directo• Gas Galicia• Gas La Coruña• Gas Natural SDG

• Naturcorp Redes• Gas Natural SDG

• Gas Cantabria• Gas Natural SDG

• Distribuidora Regional• Gas Castilla y León• Gas Natural SDG

• Distribución y Comercialización de Gas de Extremadura• Gas y Servicios Mérida• Gas Natural SDG

• Gas Directo• Gas Natural SDG

• Gas Natural SDG• Gas Rioja

• Gas Navarra• Gas Natural SDG

• Gas Aragón• Gas Natural SDG

• Naturgas Distribución• Gas Natural SDG

• Compañía Española de Gas• Gas Alicante• Gas Natural SDG• Gas Castilla-La Mancha

• Gas Natural SDG

• Gas Natural Murcia• Gas Natural SDG• Gas Andalucía

• Gas Directo• Gas Natural SDG• Meridional del Gas

Gráfico 2.5.1. Empresas de distribución que operan en cada Comunidad autónoma

Fuente: CNE.

133

Gas

EEmmpprreessaa ddiissttrriibbuuiiddoorraaTotal Cuota del GWh mercado a tarifa

GRUPO ENDESA GAS 4.071.229 6,42%

DC Gas Extremadura 608.512 0,96%

Dist. Regional del Gas 677.247 1,07%

Gas Alicante 40.477 0,06%

Gas Aragón 2.084.873 3,29%

Gesa Gas 536.505 0,85%

Meridional del Gas 123.616 0,19%

GRUPO GAS NATURAL 52.034.974 82,05%

Cegas 1.564.459 2,47%

Gas Andalucía 995.724 1,57%

Gas Cantabria 530.056 0,84%

Gas Castilla y León 2.533.975 4,00%

Gas Castilla-La Mancha 844.218 1,33%

Gas Galicia 576.308 0,91%

Gas La Coruña 192.024 0,30%

Gas Murcia 275.579 0,43%

Gas Natural Distribución SDG/

Gas Natural SDG, S.A. 43.143.433 68,03%

Gas Navarra 943.321 1,49%

Gas Rioja 435.877 0,69%

GRUPO NATURGAS 6.927.882 10,92%

Bilbogas 608.579 0,96%

Gas Hernán 31.207 0,05%

Gas Nalsa 831.811 1,31%

Gas Pasaia 16.207 0,03%

Gas Tolosa 38.860 0,06%

Naturgas Energía Distribución 5.401.217 8,52%

OTROS 387.798 0,61%

Gas Directo 367.641 0,58%

Gas y Servicios Mérida 20.157 0,03%

TOTAL 63.421.883 100,00%

Fuente: CNE, Resolución MINECO 15/7/02.

Cuadro 2.5.1. Gas suministrado a tarifa por compañía distribuidora en 2005

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.

En la página anterior se muestra un cuadro resu-

men (cuadro 2.5.1) con los valores de ventas de las

distintas 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 82,05% del mercado total.

En segundo lugar se sitúa el grupo Naturgas

(recientemente compró las participaciones de sus

asociados en las distribuidoras Bilbogas, Gas

Pasaia y Gas Hernani del País Vasco), con una pro-

porción del 10,92%, seguido por las empresas que

componen el grupo Endesa (Gas Aragón,

134

Gas

60.000

45.000

30.000

15.000

0Grupo Gas Natural SDG

Grupo 4

Grupo Naturcorp

Grupo 3 Grupo 2 y 2E Grupo 1 y MP

Resto distribuidores

Gráfico 2.5.3. Distribución del consumo por empresas distribuidoras y grupos de tarifa

Fuente: CNE, SIFCO.

Grupo Endesa6,42%

GrupoNaturgas10,92%

Otros0,61%

GrupoGas Natural

82,05%

Gráfico 2.5.2. Cuota del mercado suministrado a tarifa por grupo empresarial en 2005

Fuente: CNE.

135

Gas

Distribuidora y Comercializadora de Gas de

Extremadura, Distribuidora Regional de Gas, Gas

Alicante, Meridional del Gas y Gesa Gas) con un

6,42%.

No obstante, como se ha señalado, el gas suminis-

trado a tarifa no es el único gas transportado por la

red de gasoductos de distribución. Las comerciali-

zadoras y los consumidores cualificados también

pueden utilizar las instalaciones de los distribuido-

res, para suministrar a los clientes cualificados (en

la actualidad cualquier cliente), que se hayan pasa-

do al mercado liberalizado.

En el Anexo de este informe se presentan los

suministros realizados a tarifa por cada distribui-

dora, así como el gas transportado por sus insta-

laciones 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 2006 figuraban 26 empresas

inscritas en el registro de comercializadoras. Éstas

eran las siguientes: BAHIA DE BIZKAIA ELEC-

BP6,6%

GN Comercializadora43,6%

Endesa Energía6,1%

CEPSA2,6%

BBE2,7%

GN Servicios5,2%

Gaz de France0,7%

Iberdrola14,1%

Incogas0,0%

Incogas0,0%

UF Gas10,4%

Incogas0,0%

Gráfico 2.6.1. Cuota de mercado por comercializadora en 2005 (*)

Fuente: CNE

(*) Datos provisionales.

136

Gas

TRICIDAD, S.L., BP GAS ESPAÑA, S.A.

(Sociedad Unipersonal), CARBOEX S.A.

(Sociedad Unipersonal), CENTRICA ENERGIA,

S.L. (Sociedad Unipersonal), CEPSA GAS

COMERCIALIZADORA, S.A., COMERCIALI-

ZADORA DE GAS EXTREMADURA, S.A.,

ELECTRABEL ESPAÑA, S.A., ENDESA ENER-

GIA, S.A., ENI ESPAÑA COMERCIALIZADO-

RA DE GAS, S.A.U., GAS NATURAL COMER-

CIALIZADORA, S.A., GAS NATURAL SERVI-

CIOS, S.A., GAZ DE FRANCE COMERCIALI-

ZADORA, HIDROCANTABRICO ENERGIA

SAU, IBERDROLA S.A., INGENIERIA Y

COMERCIALIZACION DE GAS S.A., INVES-

TIGACION CRIOGENIA Y GAS, S.A., LIQUID

NATURAL GAZ, S.L., MULTISERVICIOS TEC-

NOLOGICOS, S.A., NATURGAS ENERGIA

COMERCIALIZADORA, S.A.U., NEXUS

ENERGIA, S.A., REGASIFICACION Y EQUI-

POS, S.A., REPSOL COMERCIALIZADORA

DE GAS, S.A., RWE Trading Gmbh SUCURSAL

EN ESPAÑA, S.A., SHELL ESPAÑA, S.A.,

UNION FENOSA COMERCIAL, S.L., UNION

FENOSA GAS COMERCIALIZADORA, S.A.

Desde el año 2003, todos los consumidores tienen la

consideración de consumidores cualificados.

Durante 2005, aquellos que ejercieron su opción de

suministrarse en el mercado liberalizado, bien direc-

tamente o, en general, a través de comercializadora,

haciendo uso del derecho, fueron responsables del

83% del consumo total de gas. Concretamente,

supusieron un total de 314.847 GWh, mientras que

el 17% restante, 63.421 GWh, fue suministrado a

través del mercado regulado a tarifa.

El grupo Gas Natural es la compañía con mayor

dominio dentro del mercado liberalizado. No obs-

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

02000

%

BPShellCepsaEndesa

EdisonIberdrolaIberdrola gasUnión Fenosa gasUnión FenosaComercializadoraHidrocantábricoNaturgas

GN Servicios

GN Comercializadora

BBEGaz de France

ComercializadoraGas Extremadura

IcongasNexus2001 2002 2003 2004 2005

Gráfico 2.6.2. Evolución de las cuotas de las comercializadoras en el mercado libre

Fuente: CNE.

137

Gas

tante, su cuota de mercado se ha visto reducida en

términos porcentuales, ya que ha pasado desde el

54% en el año 2004 a un 49% en 2005.

Cabe destacar la multiplicidad de empresas comer-

cializadoras que han participado en el mercado

libre durante el año 2005, algunos de los cuales

cuentan ya con cuotas muy significativas.

2.7. La demanda y los consumidores

En este capítulo se aporta información sobre el

consumo de gas natural en España durante el año

2005, 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 actualización

de las mismas. También se situará a España dentro

del contexto europeo, estableciendo una compara-

tiva de precios del gas entre diversos países.

2.7.1. Evolución de la demanda

Demanda anual

En el año 2005 se ha registrado un consumo total

de gas natural de 378.269 GWh, con una tasa de

crecimiento del 18,4% respecto al año anterior.

En el gráfico 2.7.3 se puede apreciar, de manera

conjunta, la evolución mensual de consumo duran-

te los años 1999 a 2005. El consumo de cada uno

de los meses aumentó en relación con el del perio-

do anterior, con cuotas que varían entre el 7,9% de

marzo y el 28% de junio.

GWh/

año

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

390.000

340.000

290.000

240.000

190.000

140.000

Demanda real Demanda según planificación rev. 2005-2011

Gráfico 2.7.1. Evolución del consumo total en el año móvil

Fuente: CNE,Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.

138

Gas

40.000

35.000

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

GWh/

mes

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Gráfico 2.7.2. Evolución del consumo total desglosado por meses y años

Fuente: CNE, Boletín Estadístico de Hidrocarburos y Enagas.

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

-1.000

-200

800

1.800

2.800

3.800

4.800

5.800

6.800

8.800

7.800

GWh/

mes

-3

0

3

6

9

12

15

18

21

24%

Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh) Tasa de variación en términos de año movil (%)

Gráfico 2.7.3. Tasa de variación (%) sobre el mismo mes del año anterior

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y Enagas.

139

Gas

Demanda punta

La demanda punta del sistema en el invierno 2005-

2006 se registró el jueves 23 de febrero de 2006,

alcanzando la demanda de gas natural un nuevo

máximo histórico, con un consumo de 1.552

GWh/día. Dicho valor superó en un 3% el máximo

alcanzado durante el invierno 2004-2005, el día 27

de enero de 2005. De los 1.552 GWh, 1.033

GWh/día se destinaron al mercado convencional y

519 GWh/día al sector eléctrico, cuyo reparto fue

25 GWh/día para centrales térmicas y 494

GWh/día para los CCGT. Estaban en funciona-

miento 31 CCGT. El mercado eléctrico supuso un

tercio de la demanda total.

Estructura del mercado

En cuanto a la estructura tarifaria que se aplica, es

una estructura basada en niveles de presión y volu-

men de consumo. Se mantiene una única tarifa por

usos, que es la de materia prima.

El mercado puede clasificarse en mercado conven-

cional y mercado de generación eléctrica. El mer-

cado convencional agrupa los consumos tradicio-

nales de gas, es decir, aquellos suministros desti-

nados al consumo residencial, al sector servicios y

a los procesos productivos del sector industrial.

Dentro del mercado de generación eléctrica se

puede distinguir entre centrales térmicas conven-

GWh/

día

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

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

631 652

762778

938

1.137

1.246

1.503 1.552

Gráfico 2.7.4. Evolución de la demanda punta

Fuente: CNE.

cionales y ciclos combinados. A continuación se

recoge la evolución del mercado convencional y

del de generación eléctrica, diferenciando entre

mercado regulado y liberalizado.

El año 2005 se confirma lo que viene siendo habi-

tual desde hace ya un tiempo, que la demanda inte-

rior de gas crece anualmente a tasas que en la

actualidad no tienen parangón en el contexto euro-

peo-occidental en el que se encuentra España. Esa

solidez se basa en el crecimiento constante de las

infraestructuras gasistas de transporte y distribu-

ción, que extienden el suministro a nuevas zonas,

así como en la captación de nuevos clientes en las

redes existentes. En los últimos años, la tasa de

incremento del número de clientes se sitúa por

140

Gas

Unidad: TWh 2004 2005 Variación 04-05

Mercado convencional 253 265 5%

Regulado 53 49 -8%

ATR 200 216 8%

Mercado de generación eléctrica 66 113 71%

Regulado 8 14 75%

ATR-CCGT 58 99 71%

Total 319 378 18%

Fuente: Gestor Técnico del Sistema y CNE.

Cuadro 2.7.1. Evolución de las ventas por mercados. TWh

GeneraciónATR CCGT26%

ConvencionalATR

57%

GeneraciónRegulado

4%

ConvencionalRegulado13%

Gráfico 2.7.5. Distribución de la demanda en 2005


141

Gas

GWh/

día

Plantas satélite

Mercado degeneraciónATR-CCGT

Mercado degeneraciónregulado

MercadoconvencionalATR

Mercadoconvencionalregulado

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

1-1-

05

16-1

-05

31-1

-05

15-2

-05

2-3-

05

17-3

-05

1-4-

05

16-4

-05

1-5-

05

16-5

-05

31-5

-05

15-6

-05

30-6

-05

15-7

-05

30-7

-05

14-8

-05

29-8

-05

13-9

-05

28-9

-05

13-1

0-05

28-1

0-05

12-1

1-05

27-1

1-05

12-1

2-05

27-1

2-05

Gráfico 2.7.6. Demanda anual 2005


14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0Enero

GWh/

mes

Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Gráfico 2.7.7. Evolución del consumo del mercado de generación eléctrica

Fuente: Boletín oficial de Hidrocarburos y CNE.

encima de los 300.000 nuevos suministros anuales,

pero sobre todo la demanda esta impulsando la

entrada sucesiva de nuevos ciclos combinados,

hecho que se refleja en el gráfico 2.7.7. La deman-

da de gas para producción de energía eléctrica ya

supera un 30% de la demanda total.

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 20034,

momento en el que todos los clientes pasaron a ser

clientes 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 el 2005 el 83% 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-

142

Gas

4 Para más información acerca de la elección de suministradorpor parte de los consumidores puede consultarse la páginaweb www.cne.es o llamar al teléfono 901 10 20 03.

Mercado liberalizado Mercado regulado

20051999 2000 2001 2003 20042002

GW

h/añ

o

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

0%

38%

71%

80%

10%

55%

83%400.000

100%62%

29% 20%

90%

45%

17%

Gráfico 2.7.8. Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado de gas

Fuente: CNE.

143

Gas

1999

Regulado Liberalizado

2000 2001 2002 2003 2004 2005

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Gráfico 2.7.9. Evolución de la proporción de los clientes de los mercados libre y regulado de gas.

Fuente: CNE.

Total del mercado Mercado liberalizado

GWh

42.500

40.000

37.500

35.000

32.500

30.000

27.500

25.000

22.500

20.000

17.500

15.000

12.500

10.000

7.500

5.000

2.500

0

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

Gráfico 2.7.10. Evolución de las ventas mensuales de gas natural del mercado liberalizado vs. total delmercado

Fuente: CNE.

144

Gas

Grupo 241,2%

Grupo 133,4

Grupo 43,9%

Grupo 2E2,4%

Grupo 315,2%

GNL plantas satélite2,3%

Grupo MP1,6%

Gráfico 2.7.11. Consumo de gas en el año 2005 por grupos tarifarios

Fuente : CNE

Cuadro 2.7.2. Consumo de gas en el año 2005 por grupos tarifarios

ESTRUCTURA DE TARIFAS / ESCALONES DE CONSUMOREGULADO LIBERALIZADO TOTAL

GWh GWh GWh

Grupo 1 (Presión >60 bares) 2.245 125.886 128.131

1.1 Consumo =< 200 GWh/año

1.2 Consumo > 200 GWh/año y =< 1000 GWh/año

1.3 Consumo > 1000 GWh/año

172

1.978

95

1.130

17.550

107.206

1.302

19.528

107.300

Grupo 2 (Presión > 4 bares y =< 60 bares) 3.784 157.439 161.2222.1 Consumo =< 500.000 KWh/año

2.2 Consumo > 500.000 KWh/año y =< 5 GWh/año





31

285

473

525

2.158

312

178

3.755

17.960

34.857

58.546

42.141

209

4.040

18.433

35.382

60.704

42.454

Grupo 3 (Presión =< 4 bares) 36.609 21.834 58.443

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

6.312

21.633

906

7.759

2.326

10.911

608

7.989

8.638

32.543

1.514

15.747

Grupo 4 (Interrumpible) 14.586 14.586

4.1. Presión >4 bares y =< 60 bares

4.2. Presión > 60 bares

4.995

9.591

4.995

9.591

Total Materia Prima 6.199 6.199

GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satelite Propia 8.682 8.682

TOTAL 63.422 313.841 377.263

Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.

145

Gas

Liberalizado TotalRegulado

Andalucía

175.000.000

150.000.000

125.000.000

100.000.000

75.000.000

50.000.000

25.000.000

0Aragón

AsturiasBalea

resCantabria

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) 2005

CCAA Regulado Liberalizado Total

ANDALUCÍA 9.338.215 56.357.643 65.695.858

ARAGÓN 3.027.509 10.600.851 13.628.360ASTURIAS 1.552.835 3.930.131 5.482.966

BALEARES 536.505 0 536.505

CANTABRIA 545.014 7.070.677 7.615.691

CASTILLA LA MANCHA 6.266.595 12.797.882 19.064.477

CASTILLA Y LEÓN 4.077.968 17.117.581 21.195.549

CATALUÑA 18.031.820 64.608.032 82.639.852

EXTREMADURA 628.670 437.258 1.065.928

GALICIA 971.851 5.232.973 6.204.824

LA RIOJA 435.877 8.875.728 9.311.605

MADRID 9.609.139 14.931.398 24.540.537

MURCIA 346.681 6.993.903 7.340.584

NAVARRA 943.321 12.879.926 13.823.247

PAÍS VASCO 5.254.821 41.997.732 47.252.553

COM. VALENCIANA 1.855.071 41.326.754 43.181.825

CANARIAS 0 0 0

CEUTA 0 0 0

MELILLA 0 0 0

GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satélite Propia 0 8.682.458 8.682.458

TOTAL 63.421.892 313.840.927 377.262.819

Nota: En Baleares se distribuye aire propanado. Fuente: CNE.

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 es

significativo en cuanto a cuota de clientes, tenía

una repercusión apreciable en la cuota de ventas.

A partir del 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.

146

Gas

Cuadro 2.7.4. Número de consumidores de gas en el año 2005 por grupos tarifarios

ESTRUCTURA DE TARIFAS / ESCALONES DE CONSUMO2005

M. Regulado M. Liberalizado Total

Grupo 1 (Presión >60 bares)

1.1 Consumo =< 200 GWh/año



1 12 13

6 32 38

1 44 45

TOTAL GRUPO 1 8 88 96

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





136 574 710149 1.730 1.87940 1.395 1.43523 590 61310 312 3221 32 33

TOTAL GRUPO 2 359 4.633 4.992

Grupo 3 (Presión =< 4 bares)

3.1 Consumo =< 5.000 KWh/año



3.4 Consumo > 100.000 kWh/año

1.961.046 764.818 2.725.864

1.967.726 1.303.340 3.271.066

11.458 7.893 19.351

16.476 15.636 32.112

TOTAL GRUPO 3 3.956.706 2.091.687 6.048.393

Grupo 4 (Interrumpible)

4.1. Presión >4 bares y =< 60 bares

4.2. Presión > 60 bares

8 8

26 26

TOTAL GRUPO 4 34 34

Materia Prima 3 3

TOTAL GENERAL 3.957.110 8.682.458 6.053.518

Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.

147

Gas

Cuadro 2.7.5. Número de consumidores de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas

2005 N.º Clientespor 100 hab.CCAA M. Regulado M. Liberalizado TotaL

ANDALUCÍA 200.415 84.991 285.406 4

ARAGÓN 115.972 37.782 153.754 12

ASTURIAS 152.854 20.023 172.877 16

BALEARES 86.167 0 86.167 9

CANTABRIA 84.170 41.947 126.117 22

CASTILLA LA MANCHA 75.664 54.500 130.164 7

CASTILLA Y LEÓN 190.113 132.709 322.822 13

CATALUÑA 1.162.310 766.963 1.929.273 28

EXTREMADURA 38.059 808 38.867 4

GALICIA 106.575 53.064 159.639 6

LA RIOJA 35.714 21.344 57.058 19

MADRID 1.015.094 501.301 1.516.395 25

MURCIA 48.581 22.535 71.116 5

NAVARRA 57.165 36.977 94.142 16

PAÍS VASCO 294.593 125.543 420.136 20

COM. VALENCIANA 293.667 195.892 489.559 10

CANARIAS 0 0 0 0

CEUTA 0 0 0 0

MELILLA 0 0 0 0

TOTAL 3.957.113 2.096.379 6.053.492 14

Fuente : CNE.

1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

Grupo I Grupo II Grupo III

Porc

enta

je d

e cl

ient

es e

n m

erca

do li

bera

lizad

o

Ene-

03

Feb-

03

Mar

-03

Abr-

03

May

-03

Jun-

03

Jul-

03

Ago-

03

Sep-

03

Oct-

03

Nov-

03

Dic-

03

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

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 6.053.492

El número de consumidores de gas natural creció

desde los 5.661.057 registrados en 2004 a los

6.053.492 registrados en 2005, que representa un

crecimiento porcentual del 6,9%, de un orden de

magnitud similar al que tuvo lugar en 2003, donde

hubo un aumento del 6,7%. Cabe destacar la esta-

bilización del crecimiento de los clientes en el

mercado industrial.

148

Gas

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Mile

s de

clie

ntes

2.1802.402 2.522 2.647

2.721 2.9243.239

3.5683.772 4.077 4.198

4.6014.930

5.300

5.653 6.041

1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041991 1992 2003 2005

Gráfico 2.7.14. Evolución del número de clientes domésticos y comerciales

Fuente: Sedigas, CNE.

CLie

ntes

1.938 2.056 2.1922.352

2.5682.773 2.987 3.216

3.489

3.842

4.400

5.117 5.2125.172

4.647

5.211

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

Gráfico 2.7.15. Evolución del número de clientes industriales

Fuente: Sedigas, CNE

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 establece un sistema económico

integrado del sector de gas natural, en su capítulo

IV, introdujo los criterios generales para la deter-

minación de las tarifas, peajes y cánones, los ele-

mentos para el cálculo de dichos precios regulados

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 que los valores de dichos precios

regulados fueron establecidos por las Órdenes

ECO/302/2002 para las tarifas de venta y

ECO/303/2002 para los peajes y cánones de gas

natural.

La Orden ITC/103/2005, de 28 de enero, estable-

ció los precios de peajes y cánones a aplicar a par-

tir del 1 de febrero de 2005. Por su parte, la Orden

ITC/104/2005 estableció los precios de las tarifas

de venta de venta y revisó la fórmula del coste uni-

tario de la materia prima (Cmp) a aplicar a partir

del 1 de febrero de 2005. No obstante, el 27 de

octubre de 2005 se publicó la Orden ITC

3321/2005, que modificó, por una parte, la fórmu-

la del Cmp y, por otra parte, estableció un sobre-

149

Gas

N d

e m

unic

ipio

s

1.1581.1061.0611.016

948

876746

1.204

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

01998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005

Gráfico 2.7.16. Evolución del número de municipios con suministro de gas natural o manufacturado

Fuente: Sedigas, CNE.

coste al Cmp revisado con el objeto corregir erro-

res derivados de la infravaloración de la previsión

de la demanda del mercado regulado.

Cabe señalar que en los apartados dos, tres, cuatro,

cinco, seis y siete del artículo 2 del Real Decreto

942/2005, de 29 de julio, por el que se modifican

determinadas disposiciones en materia de hidro-

carburos, se introdujeron modificaciones al articu-

lado del Real Decreto 949/2001, encaminadas a

adelantar al 1 de enero de cada año la fecha límite

de la publicación de las Órdenes Ministeriales que

regulan el régimen económico del sector de gas

natural, con el fin de hacer coincidir los periodos

de cobros de las nuevas tarifas, peajes y cánones

con el periodo correspondiente a la retribución.

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 2005.

Tarifas de gas natural y gases manufacturados

por canalización y alquiler de contadores

El 31 de enero de 2005 se publicó la Orden

ITC/104/2005 por la que se establecen las tarifas

de gas natural y gases manufacturados por canali-

zación, alquiler de contadores y derechos de aco-

metida para los consumidores conectados a redes

de presión de suministro igual o inferior a 4 bar.

La Orden ITC/104/2005, de 28 de enero, mantuvo

prácticamente la misma fórmula de cálculo del

coste unitario de la materia prima (Cmp) de la

Orden ECO/32/2004, si bien aumentaron ligera-

mente los términos fijos de cada tramo de la fór-

mula (0,07%, 0,09% y 0,03%, por tramo del pre-

cio del Brent, respectivamente)

El coste unitario de la materia prima en enero de

2005 ascendió a 0,012661 euros/kWh, siendo un

0,92% superior al valor publicado en la Resolución

de 15 de octubre de 2004. Este aumento se debió,

por una parte, a la modificación del término fijo

de la fórmula de actualización del Cmp respecto a

la fórmula establecida en la Orden ECO/33/2004

y, por otra parte, a la subida en las cotizaciones del

Brent, gasóleos y fuelóleos 1% respecto a los valo-

res publicados en octubre de 2004.

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. Según se estable-

ció en el artículo 6 de la Orden ITC/104/2005, el

coeficiente de actualización del término variable

de facturación (por energía consumida) de las tari-

fas de venta fue 1,025152 veces la variación del

Cmp que se derive de cada revisión.

En los meses de abril y julio de 2005 se publicaron

las Resoluciones de 14 de abril y de 14 de Julio

con las tarifas de venta resultantes de la revisión

trimestral del valor del Cmp. En dichas

Resoluciones se hicieron públicos los valores de

los términos variables (por kWh consumidor) de

las tarifas de suministro de gas natural, el coste

unitario de la materia prima y el precio de cesión a

aplicar en cada periodo tarifario.

Por su parte, el 27 de octubre de 2005 se publicó la

Orden ITC 3321/2005, de 25 de octubre, por la que

se modifica la Orden ITC/104/2005, de 28 de enero,

por la que se establecen las tarifas de venta de gas

150

Gas

natural y gases manufacturados por canalización,

alquiler de contadores y derechos de acometida para

los consumidores conectados a redes de presión de

suministro igual o inferior a 4 bar. En dicha Orden

se revisó la fórmula del Cmp establecida en la

Orden ITC/104/2005, de acuerdo con la actualiza-

ción de las cotizaciones internacionales y se añadió

un sobrecoste al Cmp revisado. Este sobrecoste fue

justificado en la propia Orden por errores de previ-

sión derivados de aumentos de demanda superiores

a los previstos para el mercado regulado valorándo-

se a precios del mercado spot. Adicionalmente, en la

Orden ITC 3321/2005 se introdujo un mecanismo

para que la Dirección General de Política Energética

y Minas solicite la información necesaria que per-

mita revisar a futuro el cálculo de dicho sobrecoste.

Analizando la evolución durante el año, en el mes

de abril, el valor del Cmp aumentó un 4,05% res-

pecto al valor publicado en enero de 2005. Los fac-

tores que explican este aumento del Cmp en abril

fueron las subidas de las cotizaciones del Brent y

de los productos incluidos en la fórmula de actua-

lización del Cmp no compensados por la aprecia-

ción del euro frente al dólar.

La revisión del Cmp en el mes de julio de 2005

supuso un nuevo incremento del 11,42% respecto

al valor publicado en abril de 2005. En esta revi-

sión tarifaria los factores que provocaron este fuer-

te incremento fueron las subidas de las cotizacio-

nes del Brent y de los productos los incluidos en la

fórmula de actualización del Cmp, así como la

apreciación del dólar frente al euro.

En el mes de octubre de 2005 se volvió a registrar

un incremento del Cmp de un 20,73% superior al

correspondiente al mes de julio de 2005. No obs-

tante, cabe señalar que, caso de no considerarse el

sobrecoste establecido en la Orden ITC/3321/1005,

el Cmp hubiera aumentado en octubre de 2005 un

15,19% respecto a los valores de la Resolución de

14 de julio de 2005, debido, por una parte, a las

subidas de las cotizaciones del Brent y de todos los

productos incluidos en la fórmula de actualización

del Cmp y, por otra parte, a la depreciación del euro

frente al dólar, en el periodo de referencia corres-

pondiente (véase gráficos 2.7.17 y 2.7.18).

En el cuadro 2.7.6 se muestra la evolución del

Cmp en el año 2005, observándose un aumento

151

Gas

Cuadro 2.7.6. Evolución del Cmp. Año 2005

Coste unitario de materia prima

CMP (c€/kWh) aplicando lafórmula Orden ITC/104/2005

% VariaciónCMP

Sobrecostes(c€/kWh)

CMP(c€/kWh)

% VariaciónCMP

Orden ITC/104/2005 1,2661 – 1,2661

Resolución 14 abril 05 1,3173 4,04% – 1,3173 4,04%

Resolución 14 julio 05 1,4677 11,42% – 1,4677 11,42%

Orden ITC/3321/2005 1,6906 15,19% 0,0814 1,7720 20,73%

Tasa de variación acumuladaEnero-Octubre

33,53% 39,96%

Fuentes: Orden ITC/104/2005, Orden ITC/3321/2005 y Resoluciones de 14 de abril, 14 de julio de 2005.

152

Gas

Coti

zaci

ones

Brent ($/barril)

F1%S-ARA ($/Tm)

GO-G/L ($/Tm)

F3,5%S-G/L ($/Tm)

GO-ARA ($/Tm)

F3,5%S-S-ARA ($/Tm)

F1%S-G/L ($/Tm)

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

700

600

500

400

300

200

100

0

Barr

il $/

Barr

il

70

60

50

40

30

20

10

0

Revisión del Cmp abril de 2005

Revisión del Cmp julio de 2005

Revisión del Cmp octubre de 2005

Gráfico 2.7.17. Evolución mensual de las cotizaciones del crudo y productos

Fuentes: Paws y CNE.

Tipo

de

cam

bio

$/€

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

1,40

1,35

1,30

1,25

1,20

1,15

1,10

1,05

1,00

Periodo dereferencia $/€

en actualizaciónde octubre 2005


en actualizaciónde abril 2005


en actualizaciónde julio 2005

Promedio tipo de cambio $/€ trimestre Ene 05 - Mar 05

Promedio tipo de cambio $/€ trimestre Abril 05 - Jun 05

Promedio tipo de cambio $/€ trimestre Jul 05 - Sep 05

Gráfico 2.7.18. Evolución mensual del Tipo de Cambio $/€

Fuentes: Paws y CNE

acumulado del Cmp, en el periodo enero-octubre

de 2005, de un 39,96%.

En el gráfico 2.7.19 se muestra la evolución del coste

unitario de la materia prima registrada en 2005 y el

precio del gas en diferentes mercados spot en Europa

y EE.UU. Se observa que durante el año 2005 los

precios registrados en todos los mercados spots han

sido superiores al coste unitario de la materia prima.

El cuadro 2.7.7. muestra las variaciones registradas

en los términos de facturación de las tarifas de venta

de la Orden ITC/104/2005, respecto a los publica-

dos en la Resolución de 15 de octubre de 2004.

Se observa que todas las tarifas de venta regis-

traron aumentos inferiores al 1%, siendo la

correspondientes al Grupo 1 (presión superior a

60 bar) las que experimentaron los mayores

aumentos (0,64%) respecto a los valores publica-

dos en la Resolución de 15 de octubre de 2004,

seguidas de las tarifas interrumpibles (0,59%).

Por su parte, las tarifas de venta aplicadas en

mayor medida a consumidores domésticos (tari-

fas 3.1 y 3.2) sufrieron un ligero aumento del

0,14%. Cabe señalar que, con la excepción de las

tarifas 3.1 y 3.2, las variaciones tarifarias se tras-

ladaron de forma uniforme, tanto a los términos

fijos, como a los términos variables de cada una

de las tarifas.

Los términos variables (por energía consumida) de

las tarifas de venta se modificaron en los meses de

abril, julio y octubre de 2005 como consecuencia

de las correspondientes revisiones del Cmp (véase

cuadro 2.7.8).

153

Gas

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Prec

io d

el g

as (

€/M

Wh)

TTF (Holanda) CmpHenry Hub (EE.UU.) NBP (UK)

Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05

Gráfico 2.7.19 Evolución del Cmp y de precios del gas natural en mercados spot en 2005.

Fuente: Platts, World Gas Intelligence, Orden ITC/104/2005, Orden ITC/3321/2005 y Resoluciones de 14 de abril,de julio de 2005.

Los grupos tarifarios 1 (presión superior a 60 bar)

y 2 (presión superior a 4 bar e inferior o igual a 60

bar) experimentaron los mayores aumentos de sus

términos variables en el año 2005. En términos

acumulados anuales, los consumidores acogidos a

tarifas del Grupo 1 experimentaron aumentos pró-

ximos al 37%, por su parte los consumidores per-

tenecientes a tarifas del Grupo 2 registraron

aumentos de entre el 35,6% en la tarifa 2.1 y el

36,8% de la tarifa 2.6. Los clientes acogidos a tari-

fas de carácter interrumpible son los que registra-

ron las menores subidas de los consumidores

conectados a redes con presión de diseño superior

a 4 bar, con incrementos en términos acumulados

anuales de entre el 33,3% y 34,5% para los grupos

2 y 1 interrumpible, respectivamente. Por el con-

trario, las tarifas 3.1 y 3.2, aplicadas en general a

los consumidores domésticos, fueron las que regis-

traron las menores subidas de sus términos varia-

bles (entre el 12,6% para la 3.1 y el 21,9% para la

tarifa 3.4, en términos acumulados desde enero a

octubre de 2005).

En el cuadro 2.7.2.4 se muestra la participación en

el mercado liberalizado del consumo y del número

de clientes en 2004 y 2005. Se observa un fuerte

154

Gas

Cuadro 2.7.7: Variación de las Tarifas de venta en enero de 2005 respecto a los de octubre de 2004

TARIFAS DE VENTA

Orden ITC/104/2005Tasa de variación de la Orden

ITC/104/2005 sobre Resolución15 octubre 2004

(€/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

2,295,12

39,7159,25

0,0411250,0343290,0260280,023664

0,00%0,20%0,15%0,14%

0,14%0,14%0,14%0,14%

Grupo 2 Firme (4<P ≤ 60 bar)2.1. C ≤ 5002.2. 500 < C ≤ 5.0002.3. 5.000 < C ≤ 30.0002.4. 30.000 < C ≤ 100.0002.5. 100.000 < C ≤ 500.0002.6. C < 500.000

121,95121,95

0,0338220,0338220,0434860,0410700,0386540,036722

0,0145540,0145430,0143460,0142610,0141670,014082

0,57%0,57%

0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%

0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%0,57%

Grupo 4 Interrumpible (4<P<60 bar) 0,015573 0,59%

Grupo 1 Firme (P>60 bar)1.1. C ≤ 200.0001.2. 200.000 < C ≤ 1.000.0001.3. C > 1.000.000

0,0385720,0355280,033497

0,0140340,0139270,013927

0,64%0,64%0,64%

0,64%0,64%0,64%

Grupo 1 Firme (P>60 bar) 0,015011 0,59%

(1) Consumo anual en MWh

Fuentes: Resolución de 15 de octubre de 2004 y Orden ITC/104/2005

155

Gas

Cuadro 2.7.9. Número de clientes y consumo en mercado regulado y liberalizado. Años 2004 y 2005

2005 2004%variación05 sobre 04

Nº clientes % s/totalConsumo

% s/total Nº clientes % s/totalConsumo

% s/total Nº clientes Consumo(GWh) (GWh)

Mercado regulado 4.052.602 69,6% 61.501 17,6% 4.421.008 75,9% 63.187 18,1% –8,3% –2,7%

Mercado liberalizado 1.768.782 30,4% 287.970 82,4% 1.257.071 21,6% 239.458 68,5% 40,7% 20,3%

TOTAL 5.821.384 100,0% 349.471 100,0% 5.678.079 97,5% 302.645 86,6% 2,5% 15,6%

Variación Cmp Variación Cmp Variación Cmp Variación Cmpabril/enero 05 julio/abril 05 octubre/julio 05 octubre/enero 05

= 4% = 11,4% = 26,3% = 39,9%

Término variable Término variable Término variable Término variableTarifas de venta abril/enero 05 julio/abril 05 octubre/julio 05 octubre/enero 05

Grupo 3 (Presión ≤ 4 bares)

3.1. C (1) ≤ 5 1,28% 3,70% 7,22% 12,61%

3.2. 5 < C ≤ 50 1,53% 4,42% 8,57% 15,11%

3.3. 50 < C ≤ 100 2,02% 5,81% 11,10% 19,93%

3.4. C > 100 2,22% 6,37% 12,11% 21,90%

Grupo 2 Firme (4 < P ≤ 60 bares)

2.1. C ≤ 500 3,61% 10,23% 18,77% 35,64%

2.2. 500 < C ≤ 5.000 3,61% 10,23% 18,78% 35,66%

2.3. 5.000 < C ≤ 30.000 3,66% 10,37% 19,01% 36,15%

2.4. 30.000 < C ≤ 100.000 3,68% 10,43% 19,11% 36,37%

2.5. 100.000 < C ≤ 500.000 3,71% 10,50% 19,22% 36,61%

2.6. C > 500.000 3,73% 10,56% 19,32% 36,83%

Grupo 2 Interrumpible 3,37% 9,58% 17,68% 33,30%

Grupo 1 Firme (P > 60 bares)

1.1. C ≤ 200.000 3,74% 10,59% 19,37% 36,96%

1.2. 200.000 < C ≤ 1.000.000 3,77% 10,67% 19,50% 37,24%

1.3. C > 1.000.000 3,77% 10,67% 19,50% 37,24%

Grupo 1 Interrumpible 3,50% 9,93% 18,27% 34,55%

(1) Consumo anual en MWh.

Fuentes: Orden ECO/33/2004, Resoluciones de abril, julio y octubre de 2004.

Cuadro 2.7.8. Evolución del término variable de las tarifas de venta y Cmp. Año 2005

incremento del consumo en el año 2005 respecto al

año anterior, que se produce en el mercado liberali-

zado, aumentando la participación en términos de

consumo del 68,5% en 2004 al 82.4% en 2005. Por

el contrario, el consumo registrado en el mercado

regulado en 2005 fue un 2,7% inferior al del 2004.

En el cuadro 2.7.10. se muestra información del

consumo y de los valores medios de facturación de

clientes en el mercado regulado en 2005.

El gráfico 2.7.20 muestra la composición del con-

sumo por grupo tarifario durante los años 2004 y

2005. El Grupo 3, con un 55% del consumo regis-

trado en 2005, es el colectivo de consumidores con

mayor peso en el mercado regulado. No obstante,

es importante señalar que es el único grupo que ha

visto reducido su peso respecto a 2004, debido

principalmente al aumento de la participación de

los clientes en el mercado liberalizado.

Análogamente, los clientes conectados a presión

de diseño inferior o igual 4 bar y facturados a tari-

fas del Grupo 2 en aplicación del artículo 17 de la

Orden ITC/104/2005, han visto reducida su parti-

cipación en el mercado regulado. El consumo de

este colectivo ascendió a 1.292 GWh en 2005, lo

que representa el 2,1% del consumo en mercado

regulado, frente al 2,5% registrado en 2004.

Por el contrario, se ha registrado un fuerte incre-

mento del consumo de los clientes del mercado

regulado conectados a presiones superiores a 4 bar.

En concreto, se observa que el Grupo 1 ha pasado

de representar el 0,5% del consumo en el mercado

regulado en 2004 al 3,6% en 2005.

156

Gas

Cuadro 2.7.10. Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media (c€/kWh) de clientes en elmercado regulado. Año 2005

Fuente: CNE - liquidación 14/2005.

Nº clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio %variación sobre año ant.Tarifa (promedio) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes ConsumoGrupo 3 3.1. 1.968.564 5.894 9.6% 305.543 5,18 –7,0 14,4%(Presión ≤ 4 bares) 3.2. 2.056.414 20.703 33,7% 869.358 4,20 –9,6 16,0%

3.3. 11.389 769 1,3% 26.649 3,47 –12,7 19,4%3.4. 15.724 6.758 11,0% 182.308 2,70 –5,0 15,8%

Grupo 2 2.1.e 52 14 0,0% 343 2,51 –8,8 48,6%(Art. 9 Orden 2.2.e 83 132 0,2% 2.573 1,94 –11,7 37,4%ITC/103/2005) 2.3.e 25 335 0,5% 6.121 1,83 –13,8 38,2%

2.4.e 4 155 0,3% 2.773 1,78 0,0 14,1%2.5.e 3 656 1,1% 11.377 1,74 0,0 7,7%

Grupo 2 2.1.e 121 25 0,0% 678 2,73 –4,7 39,6%(4 < P ≤ 60 bares) 2.2.e 129 225 0,4% 4.353 1,93 –9,2 34,2%

2.3.e 36 355 0,6% 6.531 1,84 5,9 42,4%2.4.e 9 509 0,8% 9.586 1,88 200,0 40,1%2.5.e 6 1.653 2,7% 28.521 1,73 100,0 383,8%2.6.e 1 300 0,5% 5.548 1,85 0,0 17,9%

Grupo 1 Firme 1.1. 1 172 0,3% 2.987 1,73(P > 60 bares) 1.2. 4 1.977 3,2% 33.913 1,72

1.3. 1 87 0,1% 1.494 1,72 –50,0 71,6%4 < P < 60 26 4.514 7,3% 77.256 1,71 4,0 5,9%P > 60 7 10.069 16,4% 168.467 1,67 –30,0 13,1%

TOTAL 3 6.199 10,1% 81.374 1,31 50,0 9,0%4.052.602 61.501 100,0% 1.827,752 2,97 –8,3 –2,7%

157

Gas

El Grupo 2 ha pasado de representar el 3% del

consumo registrado en el mercado regulado en

2004 al 5% en 2005, lo que supone un incremento

superior al 56%.

Finalmente, los consumidores de carácter

Interrumpible y Materia Prima también han

aumentado significativamente su participación en

el mercado regulado, con incrementos del consu-

mo de 11% y 9%, respectivamente.

En el gráfico 2.7.21 se muestran los precios

medios por tarifa de venta en el año 2005. Se

observa que el precio medio más elevado en 2005

corresponde al del consumidor doméstico acogido

a la tarifa 3.1 (presión inferior o igual a 4 bares y

Interrumpibles24%

Grupo 14%

Grupo 27%

Grupo 364%

Interrumpibles21%

Materia prima9%

Grupo 10%

Grupo 26%

Año 2004Materia prima

10%

Año 2005

Grupo 355%

Gráfico 2.7.20. Distribución porcentual del consumo por grupos tarifarios en el mercado regulado. Año 2005


6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

cent

€/k

Wh

5,18

4,20

3,47

2,702,51

1,94 1,83 1,78 1,74

2,73

Grupo 2 (4 < P < 60 bares)

2,3

1,93 1,84 1,88 1,73 1,85 1,73 1,72 1,72 1,71 1,67

1,31

2,1e 2,2e 2,4e 2,5e2,3e

Grupo 3 (P < 4 bares) Grupo 2 (4 < P < 60 bares) Grupo 1 (P < 60 bares) Grupo 4(Interrp.)

3,1 3,4 2,1 2,2 2,4 2,5 2,6 1,1 1,2 1,3 4 < P< 60

P > 603,2 3,3 Materiaprima

Gráfico 2.7.21. Precio medio por tarifa de venta (c€/kWh). Año 2005


consumo anual inferior o igual a 5 GWh), que

ascendió a 5,18 c€/kWh. Por el contrario, el pre-

cio medio más bajo registrado en 2005 (1,31

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 seña-

lar que, de acuerdo con lo establecido en la Orden

ECO/33/2004, será de aplicación hasta el 31 de

diciembre de 2009 de acuerdo con lo establecido

en el punto 1.4.1 del Anexo I de la Orden de 30 de

septiembre de 1999 y con las modificaciones

introducidas en la Orden de 28 de mayo de 2001.

En dicha normativa se establece que mensualmen-

te se procederá a la publicación mediante

Resolución de los precios máximos de venta de

gas natural para uso como materia prima.

Durante el año 2005 se han publicado mensual-

mente por Resoluciones, los valores correspon-

dientes a dicha tarifa. En el gráfico 2.7.22 se

muestra la evolución mensual de los precios máxi-

mos de venta de gas natural para uso como mate-

ria prima desde enero a diciembre de 2005. Cabe

señalar, la tendencia ascendente de la tarifa de

materia prima observada durante todo el 2005, que

ha registrado en términos nominales un incremen-

to acumulado del 52%, debido principalmente al

efecto del incremento en las cotizaciones de los

fuelóleos.

158

Gas

1 Hasta la publicación de la Orden ECO/33/2004, de 15 deenero, la tarifa de materia prima era de aplicación hasta el 31de diciembre del año 2004, según la Orden ECO/302/2002.

1,90

1,80

1,70

1,60

1,50

1,40

1,30

1,20

1,10

1,00

cent

€/k

Wh

Tarifa materia prima Cmp


1,1341 1,1324 1,1334 1,1368

1,2130 1,2234 1,2318

1,4205 1,4291 1,4379

1,7198 1,7263

Gráfico 2.7.22 Precio del Cmp y de la tarifa de materia prima (c€/kWh). Año 2005

Fuentes: Orden ITC/104/2005, Orden ITC/3321/2005, Resoluciones de 14 de abril, 14 de julio de 2005 y Resolucionesmensuales por las que se hace público los precios máximos de venta de gas natural para uso como materia prima.

No obstante, es importante señalar que a pesar de

la tendencia alcista registrada, el precio publicado

para la tarifa de materia prima se ha situado siste-

máticamente por debajo del coste unitario de la

materia prima.

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 en las tarifas de venta de gas natu-

ral, lo que permite realizar una comparación cohe-

rente entre los clientes en el mercado regulado y en

el mercado liberalizado por niveles de presión y

tramos de consumo anual.

159

Gas

Cuadro 2.7.11 Peajes y cánones de acceso. Año 2005

Fuentes: Órdenes ITC/103/2005 y ECO/32/2004.

Orden ITC/103/2005 Tasa de variación de la Orden ITC/104/2005 sobre Orden ECO/32/2004

€/cliente/mes €/(kWh/dia)/mes e/kWh €/cliente/mes% €/(kWh/dia)/mes % e/kWh %

PEAJE DE REGASIFICACIÓN 0,014662 0,000087 0,00% 0,00%PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓNReserva de capacidad 0,006712 0,00%Término de conducciónGrupo 3 (Presión ≤ 4 bares)

3.1. C (1) ≤ 5 2,17 0,024530 0,00% 0,00%3.2. 5 < C ≤ 50 4,85 0,018178 0,00% 0,00%3.3. 50 < C ≤ 100 37,57 0,010066 0,00% 0,00%3.4. C > 100 56,07 0,007916 0,00% 0,00%

Grupo 2 Firme (4 < P ≤ 60 bares)2.1. C ≤ 500 0,156614 0,001197 0,00% 0,00%2.2. 500 < C ≤ 5.000 0,042509 0,000954 0,00% 0,00%2.3. 5.000 < C ≤ 30.000 0,027833 0,000773 0,00% 0,00%2.4. 30.000 < C ≤ 100.000 0,025506 0,000693 0,00% 0,00%2.5. 100.000 < C ≤ 500.000 0,021568 0,000607 0,00% 0,00%2.6. C > 500.000 0,021568 0,000527 0,00% 0,00%

Grupo 1 Firme (P > 60 bares)1.1. C ≤ 200.000 0,021389 0,000524 0,00% 0,00%1.2. 200.000 < C ≤ 1.000.000 0,019108 0,000422 0,00% 0,00%1.3. C > 1.000.000 0,017737 0,000380 0,00% 0,00%

CANON ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 0,000191 0,000176 0,00% 0,00%

CANON ALMACENAMIENTO GNL 0,078975 0,00%

(1) Consumo anual en MWh.

La Orden ITC/103/2005, de 28 de enero, mantiene

los peajes y cánones de la Orden ECO/32/2004

(véase cuadro 2.7.11) y establece transitoriamente

un nuevo peajes para el servicio de trasvase de

GNL de plantas de regasificación a buques.

En el cuadro 2.7.12 se muestra la información del

consumo y de los valores medios de facturación

por término de conducción, de los clientes en el

mercado liberalizado en 2005.

La participación en el mercado liberalizado en

2005 ascendió a 287.970 GWh, esto es, un

82,4% del total del sistema. Los consumidores

que más han aumentado su participación en el

mercado durante 2005 son los perteneciente al

Grupo 3 (presión inferior a 4 bar), que han pasa-

do de consumir 12.401 GWh en 2004 a 19.772

GWh en 2005, lo que supone un incremento del

59,4%.

Análogamente, el consumo registrado en el Grupo

1 (presión superior a 60 bar) se ha incrementado

un 53,4%, pasando de 77.740 GWh en 2004 a

119.282 GWh en 2005. Este incremento del con-

sumo se justifica por la incorporación al mercado

de nuevos ciclos combinados.

El consumo de aquellos consumidores que cum-

plían las condiciones del artículo 9 de la Orden

ITC/103/2005, esto es, consumidores conectados a

presión inferior o igual a 4 bar que fueron factura-

dos al Grupo 2, aumenta ligeramente (116 GWh),

sin embargo pasa de representar el 3,1% del mer-

cado liberalizado en 2004 al 2,6% en 2005, debido

a la mayor participación de los Grupos 1 y 3.

Por el contrario, el consumo correspondiente al

Grupo 2 (presión entre 4 y 60 bar) se ha reducido

en 361 GWh y pasa de concentrar el 63% del con-

sumo en el mercado liberalizado en 2004 al 52%

en 2005 (véase gráfico 2.7.22).

160

Gas


Cuadro 2.7.12 Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media(c?/kWh) de clientes en el mercado

liberalizado. Año 2005

Nº clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio %variación sobre año ant.Tarifa (promedio) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes ConsumoGrupo 3 3.1. 652.502 1.767 0,6% 58.456 3,31 51,7% 160,0%(Presión ≤ 4 bares) 3.2. 1.087.741 8.720 3,0% 215.414 2,47 35,4% 82,2%

3.3. 7.550 458 0,2% 7.715 1,68 31,2% 87,2%3.4. 16.217 8.827 3,1% 80.032 0,91 19,1% 32,0%

Grupo 2 2.1.e 217 67 0,0% 1.215 1,82 6,4% 1,8%(Art. 9 Orden 2.2.e 586 1.218 0,4% 4.135 0,34 –0,3% 0,2%ITC/103/2005) 2.3.e 317 3.713 1,3% 7.848 0,21 1,6% 3,8%

2.4.e 40 2.041 0,7% 3.605 0,18 –4,8% 1,5%2.5.e 2 420 0,1% 818 0,19 –33,3% –11,3%

Grupo 2 2.1. 380 109 0,0% 2.409 2,21 15,2% –5,6%(4 < P ≤ 60 bares) 2.2. 1.166 2.487 0,9% 8.633 0,35 7,5% 5,7%

2.3. 1.116 14.306 5,0% 30.419 0,21 4,7% 3,8%2.4. 566 33.774 11,7% 60.599 0,18 1,4% 5,6%2.5. 276 57.762 20,1% 95.683 0,17 3,0% –1,1%2.6. 30 33.019 11,5% 48.992 0,15 15,4% –7,5%

Grupo 1 1.1. 13 1.151 0,4% 1.715 0,15 0,0% –2,8%(P > 60 bares) 1.2. 30 17.276 6,0% 21.266 0,12 25,0% –9,8%

1.3. 33 100.856 35,0% 124.056 0,12 73,7% 76,8%TOTAL 1.768.782 287.970 100,0% 773.007 0,27 40,7% 20,3%

161

Gas

Grupo 141,4%

Grupo 259,4%

Grupo 2 (art.9)3,1%

Grupo 35,2%

Grupo 132,3%

Grupo 36,9%

Grupo 2 (art.9)2,6%

Año 2005

Grupo 249,1%

Año 2004

Gráfico 2.7.22. Distribución del consumo por grupos tarifarios en mercado liberalizado. Años 2004 y 2005.


3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

cent

€/k

Wh

3,31

2,47

1,681,82

0,340,21 0,18 0,19

2,21

0,35

0,21 0,18 0,17 0,15 0,15 0,12 0,12

0,91

Grupo 2 (Art. 9OrdenITC/103/2005)

2,32,1e 2,2e 2,4e 2,5e2,3e

Grupo 3 (P < 4 bares) Grupo 2 (4 < P < 60 bares) Grupo 1 (P < 60 bares)

3,1 3,4 2,1 2,2 2,4 2,5 2,6 1,1 1,2 1,33,2 3,3

Gráfico 2.7.23. Facturación media de los Términos de Conducción (c€/kWh). Año 2005


En el gráfico 2.7.23 se muestran los valores de fac-turación media de los términos de conduccióncorrespondientes al año 2005.

Se observa que la facturación media del términode conducción del peaje de transporte y distribu-

ción osciló entre 3,31 c€/kWh del peaje 3.1 (pre-

sión inferior o igual a 4 bares y consumo anual

inferior o igual a 5 GWh) y 0,12 c€/kWh del peaje

1.3 (presión superior a 60 bares y consumo anual

superior a 1.000 GWh).

Comparación internacional de precios de gas

natural

Las dos metodologías habitualmente consideradas

en la comparación internacionales de precios de la

electricidad y de gas natural, son la metodología de

precios medios, utilizada por la Agencia Interna-

cional de la Energía (AIE), y la de los precios de

los consumidores tipo, utilizada por Eurostat, de

los que se resumen sus características en el cuadro

2.7.13.

La metodología de precios medios, permite com-

parar niveles globales de precios medios entre paí-

162

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 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.

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 2.7.13. Descripción de metodologías de precios internacionales de gas natural

ses, obviando los problemas de las diferentes

estructuras tarifarias existentes en cada país.

No obstante, la utilización de estadísticas basadas en

dicha metodología presenta determinadas cautelas

en su uso. Por una parte, es necesario conocer la dis-

tribución de los consumos por grupos tarifarios, lo

que implica un retardo en la publicación de la infor-

mación. Por otra parte, es necesario tener en cuenta,

que la comparación de precios medios en distintos

años, según esta metodología, no aísla el efecto de la

variación de precios, sino 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 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 (OCDE),

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 2005.

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.

En el cuadro 2.7.14 se muestran los precios paga-

dos por los consumidores domésticos de gas natu-

ral en los países de la UE-25 y Noruega, según la

información proporcionada por la Agencia Inter-

nacional de la Energía correspondiente al año

2005, así como la tasa de variación, en términos

nominales, de los precios medios de gas natural de

los consumidores domésticos en la UE y Noruega

en 2005 respecto a 2004.

En 2005, al igual que en 2004, España se situó,

junto con Portugal, en el área de países con niveles

de precios medios de gas natural para consumido-

res domésticos, excluyendo impuestos, más eleva-

dos del entorno europeo. El nivel medio de precios

de los consumidores domésticos en España fue

superior en un 33,5% a la media aritmética de pre-

cios europeos en 2005.

163

Gas

2 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayo de2004.

Sin embargo, Finlandia y Hungría fueron los paí-

ses europeos con menores precios de gas natural

para los consumidores domésticos en 2005 y 2004.

Asimismo, se observa un aumento de los precios

medios del gas natural de los consumidores domés-

ticos en todos los países del entorno europeo en

2005 respecto al año anterior. En concreto, las meno-

res subidas de los precios medios del gas natural fue-

ron en Portugal y España, con un aumento de un

6,0% y 6,4%, respectivamente. Por el contrario,

Dinamarca fue el país que más aumentó el precio

medio de los consumidores domésticos en el año

2005, con un incremento del 34,2% respecto a 2004.

En el cuadro 2.7.15 se muestran los precios paga-

dos por los consumidores industriales de gas natu-

ral en los países de la UE- 25 y Noruega, según la

información proporcionada por la Agencia

Internacional de la Energía correspondiente al año

2005, 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 2005 respecto a 2004. No obstante, cabe seña-

lar que en 2005 sólo se dispone de información del

precio de los consumidores industriales de gas

natural de 9 países del entorno europeo.

En el caso de consumidores industriales, España

fue el cuarto país con los menores precios de gas

natural para consumidores industriales, excluyen-

do impuestos, de 9 países analizados en 2005,

registrando un nivel de precios un 2,5% inferior a

la media de países europeos. Portugal fue el segun-

do país con el precio medio de gas natural más ele-

vado del entorno europeo.

164

Gas

Cuadro 2.7.14. Precios medios de gas natural de consumidores domésticos en la Unión Europea y Noruega

(cent €/kWh). Se excluyen impuestos



CONSUMIDORES DOMÉSTICOS


2004 2005

Finlandia 1,23 Finlandia 1,38 Portugal 6,0%Hungría 1,67 Hungría 1,87 España 6,4%Polonia 1,75 Eslovaquia 2,19 Austria 7,4%Eslovaquia 1,84 Rep. Checa 2,25 Francia 8,3%Rep. Checa 1,84 Polonia 2,29 Finlandia 11,8%Luxemburgo 2,09 Reino Unido 2,67 Hungría 12,2%Reino Unido 2,34 Francia 2,93 Reino Unido 13,9%Holanda 2,52 Holanda 3,04 Irlanda 15,4%Grecia 2,59 Austria 3,44 Eslovaquia 19,2%Francia 2,70 Irlanda 3,79 Holanda 20,6%Dinamarca 2,97 Dinamarca 3,98 Rep. Checa 22,5%Austria 3,20 España 4,16 Polonia 30,9%Irlanda 3,28 Portugal 6,55 Dinamarca 34,2%España 3,91 Grecia … Grecia …Portugal 6,18 Luxemburgo … Luxemburgo …

Cabe señalar que Finlandia registró los precios más

bajos de los 9 países con información disponible en

2005, mientras que Irlanda fue el país de mayor pre-

cio medio de gas natural 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 en

2005 respecto al año anterior. En concreto, las

menores subidas de los precios medios del gas

natural fueron en Finlandia (país con menores pre-

cios de gas natural para consumidores industriales

en 2004 y 2005) y España, con un aumento de un

13,7% y 17,9%, respectivamente. Por el contrario,

Hungría fue el país que más aumentó el precio

medio de los consumidores industriales en 2005,

con un incremento del 36,6% respecto a 2004.

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

segundo puesto (en 2004 y 2005, de 15 y 13 paí-

ses, respectivamente) de precios más elevados en

el ranking europeo de precios de consumidores

domésticos, sin embargo, fue el segundo país (de

9) en 2005 y el cuarto país (de 11) en 2004 en el

ranking de precios de consumidores industriales

(véase cuadro 2.7.16).

En relación con los precios de Finlandia, país pivo-

te por registrar los precios de electricidad más

bajos de los disponibles del entorno europeo en

2005, los precios de los consumidores domésticos

en España en términos de PPS fueron 3,40 veces

los registrados en Finlandia y para los consumido-

res industriales fueron 1,94 veces.

En los gráficos 2.7.24 y 2.7.25 se muestra la dife-

rente imposición aplicada al consumo de gas natu-

ral entre los países del entorno europeo. Según la

información de la Agencia Internacional de la

165

Gas

Cuadro 2.7.15. Precios medios del gas natural de consumidores industriales en la Unión Europea y Noruega

(cent €/kWh). Excluye impuestos



CONSUMIDORES INDUSTRIALES


2004 2005

Finlandia 1,23 Finlandia 1,04 Finlandia 13,7%Reino Unido 1,11 Polonia 1,42 España 17,9%Polonia 1,13 Eslovaquia 1,79 Eslovaquia 18,3%Rep. Checa 1,36 España 1,79 Portugal 19,1%Hungría 1,44 Rep. Checa 1,83 Polonia 25,2%Francia 1,44 Francia 1,84 Francia 27,4%Eslovaquia 1,51 Hungría 1,97 Irlanda 28,2%España 1,52 Portugal 2,43 Rep. Checa 34,5%Grecia 1,53 Irlanda 2,45 Hungría 36,6%Irlanda 1,91 Grecia … Grecia …Portugal 2,04 Reino Unido … Reino Unido …

Energía, la fiscalidad del gas natural en el caso

español para consumidores domésticos (impuesto

de la electricidad e IVA) supuso un 13,8% del pre-

cio total del gas natural en el año 2005, ocupando

la fiscalidad española una posición intermedia-alta

(novena posición de 13 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 2005, España mejoró un puesto en

el ranking de precios más bajos del entorno euro-

peo, respecto a si se excluyeran 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 9 países del

entorno europeo en 2005.

Respecto a la fiscalidad aplicada a consumidores

industriales en España, cabe señalar que no se

aplica ningún impuesto indirecto al consumo de

gas natural de clientes industriales. De los 9 paí-

ses analizados, únicamente Finlandia y Hungría

gravaron con impuestos especiales el consumo

de gas natural para consumidores industriales en

2005. En consecuencia, España ocupó la misma

posición (cuarto país) en el ranking de los 12

países del entorno europeo analizados en 2005,

tanto si se excluyen como si se incluyen impues-

tos en el precio comparado (véase gráfico

2.7.25).

166

Gas

Cuadro 2.7.16. Ranking de facturación media de gas natural en países europeos en términos de paridad de

poder adquisitivo. Se excluyen impuestos

Nota: Resto UE datos no disponible.


Nota: Resto UE datos no disponible.


2 Excluyendo el IVA de la comparación de precios industrialesdebido a que es un impuesto que es repercutido al consumidorfinal.

Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)

Finlandia 100Luxemburgo 180Dinamarca 202Reino Unido 212Holanda 233Irlanda 243Francia 250Austria 267Grecia 274Hungría 274Rep. Checa 317Eslovaquia 323Polonia 329España 357Portugal 596

Industrial PPS(Finlandia = 100)

Finlandia 100Reino Unido 136Francia 180España 187Irlanda 191Grecia 219Portugal 266Polonia 287Rep. Checa 316Hungría 320Eslovaquia 359

2004

Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)

Finlandia 100Reino Unido 218Francia 244Dinamarca 246Irlanda 253Holanda 254Austria 256Hungría 273Rep. Checa 330Polonia 331Eslovaquia 334España 340Portugal 573

Industrial PPS(Finlandia = 100)

Finlandia 100España 194Francia 204Irlanda 217Polonia 271Portugal 282Rep. Checa 356Eslovaquia 361Hungría 382

2005

167

Gas

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

49,8

%

34,7

%

28,5

%

26,3

%

18,0

%

16,0

%

13,0

%

4,8%

16,0

%

14,8

%

13,8

%

4,8%

11,9

%

Sin impuesto% impuesto

Dina

mar

ca(7

,94)

Hola

nda

(4,6

6)Au

stria

(4,8

)Fi

nlan

dia

(1,8

7)Po

loni

a(2

,8)

Rep.

Che

ca(2

,68)

Fran

cia

(3,4

3)Es

paña

(4,8

3)

Eslo

vaqu

ia(2

,6)

Rein

o Un

ido

(2,8

)

Irla

nda

(4,3

)

Hung

ría(2

,15)

Portu

gal

(6,8

8)

Gráfico 2.7.24. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores domésticos enpaíses europeos. Año 2005


No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Grecia, Italia, Letonia, Lituania,Luxemburgo, Malta, Noruega y Suecia.

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

Sin impuesto% impuesto

13,0%

0,0% 0,0% 0,0%3,4% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Finl

andi

a(1

,19)

Polo

nia

(1,4

2)

Rep.

Che

ca(1

,83)

Fran

cia

(1,8

4)

Espa

ña(1

,79)

Eslo

vaqu

ia(1

,79)

Irla

nda

(2,4

5)

Hung

ría(2

,04)

Portu

gal

(2,4

3)

Fuente: Agencia Internacional de la Energía

No se dispone de información de Alemania, Austria, Bélgica, Chipre, Dinamarca, Eslovenia, Estonia, Grecia, Holanda, Italia,Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega, Reino Unido y Suecia.

Gráfico 2.7.25. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores industriales (seexcluye IVA) en UE-25 y Noruega. Año 2005

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

precios 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 2005 España

ocupó una posición intermedia para los consumi-

dores tipo D1 (undécima posición de 20 países) y

D2 (decimocuarto puesto de 20 países) y registró

precios de los más elevados del entorno europeo

para el consumidor doméstico tipo D3 (decimo-

séptima posición de 20 países), siendo los precios

de los consumidores domésticos tipo D1, D2 y D3

en España superiores en un 8,9%, 18,2% y 26,4%,

respectivamente, a la media aritmética de los paí-

ses analizados (véase gráfico 2.7.26).

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 registró los precios más elevados del entorno),

siendo un 31%, un 35% y un 22% superiores, res-

pectivamente, que los de España.

En el gráfico 2.7.27 se muestran las tasas de

variación de los precios del gas natural en Europa

en julio de 2005 respecto a julio de 2004, para los

consumidores domésticos analizados. Se obser-

van aumentos anuales en los precios del gas natu-

ral para consumidores domésticos D1, D2 y D3,

en términos nominales, en todos los países del

168

Gas

D1: 8,37 GJ

Precio medio Europa = 4,91cent€/kWh

D3: 83,7 GJ

Precio medio Europa = 2,97

D2: 16,74 GJ

Precio medio Europa = 4,02 cent€/kWh cent€/kWh

1,912,232,452,662,85

3,223,42

3,794,64

5,145,345,365,535,725,86

6,866,99

7,548,00

8,60

LetoniaLituaniaEstoniaHungríaPolonia

Reino UnidoRep. ChecaEslovaquia

SueciaEslovenia

EspañaLuxemburgo

AustriaFranciaBélgica

AlemaniaPortugalIrlanda

DinamarcaHolanda

1,401,411,50

2,162,202,332,35

2,562,983,173,253,263,36

3,513,613,743,75

3,904,33

4,57

LetoniaEstonia

LituaniaHungría

EslovaquiaRep. Checa

PoloniaReino UnidoLuxemburgo

IrlandaEslovenia

AustriaFrancia

HolandaBélgica

AlemaniaEspañaSuecia

DinamarcaPortugal

Reino Unido

1,691,83

2,102,38

2,732,85

3,033,45

3,794,13

4,334,37

4,754,75

4,995,23

5,545,77

6,266,41

LetoniaEstonia

LituaniaHungríaPolonia

Rep. ChecaEslovenia

EslovaquiaSuecia

DinamarcaAustria

LuxemburgoEspañaFranciaBélgica

AlemaniaHolandaIrlanda

Portugal

Fuente: Eurostat (datos extraídos 16 mayo 2006)

Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia, Italia, y Reino Unido.

Gráfico 2.7.26. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-domésticos

(cent€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2005

entorno europeo, salvo en Suecia, Lituania,

Letonia y Eslovaquia, que registraron disminu-

ciones en julio de 2005 respecto al mismo perio-

do 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 4,5%, un 5,1% y un 6,7% en

julio de 2005 respecto al mismo periodo 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

natural 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 muestran los resultados de los precios de

los consumidores tipo industriales I1 (consumo

anual 0,4186 TJ, no modulación), I3-2 (consumo

anual 41,86 TJ y modulación de 250 días 4.000

horas) e I4-2 (consumo anual 418,6 TJ y modula-

ción de 330 días 8.000 horas), siendo representati-

vos de bajo, medio y gran consumo de gas natural,

respectivamente.

En 2005, España registró el decimotercer lugar de

18, en el ranking de precios de gas natural más

bajos del entorno europeo para el consumidor tipo

de menor tamaño I1. Por el contrario, registró el

cuarto puesto de 16 países y el quinto de 14 países

en el ranking de precios más reducidos del entor-

no europeo para los consumidores tipo de tamaño

intermedio I3-2 y de gran tamaño I4-2, respectiva-

mente (véase gráfico 2.7.28).

169

Gas

D1: 8,37 GJ D3: 83,7 GJ

EslovaquiaHolanda

EsloveniaReino UnidoLuxemburgo

HungríaRep Checa

IrlandaDinamarca

PoloniaPortugalEspañaSueciaAustriaBélgicaEstonia

AlemaniaLituaniaLetonia

D2: 16,74 GJ

11,7%

12,7%13,5%

17,2%31,1%

35,3%

11,1%

HolandaReino Unido

EsloveniaEslovaquia

HungríaLuxemburgo

IrlandaDinamarcaRep Checa

PoloniaPortugalEspañaBélgicaAustriaEstonia

AlemaniaSuecia

LituaniaLetonia

11,1%11,6%11,7%13,5%14,3%

38,2%

10,9%

10,2%9,7%

8,2%7,3%

4,5%4,4%

19,1%20,4%21,9%

9,0%8,4%

9,3%

10,2%11,0%11,7%

12,9%13,8%

15,1%17,6%

LuxemburgoEsloveniaHolandaBélgica

Rep ChecaSuecia

Reino UnidoHungríaIrlanda

DinamarcaLetoniaPolonia

PortugalFranciaEspañaAustriaEstonia

AlemaniaLituania

Eslovaquia

2,3%0,0%0,0%-2,2%-5,9%

-21,7%

10,9%10,2%

8,2%7,1%

5,1%

3,7%2,4%

1,0%0,0%0,0%-11,3%-30,4%

7,9%6,7%

1,8%0,0%0,0%-4,4%-4,4%


Precios considerados: Duseldorf en Alemania, Nacional en Francia y Nacional en Reino Unido.

Gráfico 2.7.27. Tasas de variación de precios del gas natural en Europa para los consumidores tipo-

domésticos. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004

170

Gas

I3-2 (41,86 TJ , modulación 250días 4.000 horas)


1,201,25

1,661,691,811,871,871,952,03

2,182,332,372,432,59

2,902,98

Holanda

Lituania

España

Rep. Checa

Eslovenia

Polonia

Letonia

Reino Unido

Hungría

Finlandia

FranciaAustria

PortugalLuxemburgo

AlemaniaSuecia

I4-2 (418,6 TJ, modulación 330días 8.000 horas)


Portugal

LituaniaLetonia

PoloniaHolanda

Eslovenia

España

Luxemburgo

Reino Unido

Rep. Checa

Finlandia

Hungría

FranciaAlemania

1,051,19

1,441,561,591,621,651,661,741,791,851,88

2,002,56

I1 (0,4186 TJ, no modulación)

Precio medio Europa = 2,69 cent€/kWh

1,301,361,38

1,962,042,122,29

2,742,792,882,892,922,97

3,233,47

3,703,98

4,34

LetoniaEstonia

LituaniaEslovaquiaRep. Checa

HungríaPoloniaAustria

HolandaReino Unido

FranciaLuxemburgo

EspañaIrlanda

AlemaniaPortugal

SueciaDinamarca

cent€/kWhcent€/kWh


Precios considerados: Nacional en Francia y Reino Unido.

Gráfico 2.7.28. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-industriales(cent€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2005



I1 (0,4186 TJ, no modulación)

Reino Unido

Luxemburgo

España

Holanda

Portugal

Polonia

EstoniaEslovaquia

Lituania

Austria

Letonia

Dinamarca

Hungría

Irlanda

Rep Checa

Suecia

22,5%

28,6%

5,0%

-8,2%

-9,3%

-3,9%

-2,5%

48,9%

2,0%

2,1%

8,8%

Reino Unido

Luxemburgo

EspañaHungría

HolandaPolonia

LetoniaLituania

Austria

Portugal

Suecia

Rep Checa

26,1%

34,3%

-10,3%

41,0%

21,4%

Reino Unido

Portugal

España

Holanda

Polonia

Finlandia

Hungría

Luxemburgo

Rep Checa

Eslovenia33,3%

37,2%

-0,9%

41,2%

22,0%

Eslovenia

Finlandia

Letonia

Lituania

17,5%

16,0%11,7%

10,4%

9,1%

20,9%19,7%

17,2%

16,0%

11,9%

9,1%

9,0%

7,9%

2,1%

20,4%

17,2%

13,7%

9,9%

9,5%

7,6%

-16,7%


Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia y Reino Unido.

Gráfico 2.7.29. Tasas de variación de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-

industriales. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004

Portugal se situó en la banda superior de precios en

el caso de los consumidores industriales analiza-

dos, I1, I3-2 y I4-2, siendo un 25%, 43% y 4%

superiores, respectivamente, a los aplicados en

España.

Respecto a la media aritmética de precios de los

países analizados, el precio del consumidor indus-

trial de menor tamaño, en España fue superior en

un 10,4%, mientras que los precios de los consu-

midores industriales de tamaño intermedio y gran-

de fueron inferiores en un 18,1% y 5,5%, respecti-

vamente.

Se observan aumentos, en términos nominales, de

los precios del gas natural, en julio de 2005 res-

pecto al mismo periodo del año anterior, en la

mayoría de los países del entorno europeo para los

tres consumidores tipo industriales elegidos, I1,

I3-2 e I4-2.

Cabe señalar, por una parte, los incrementos nomi-

nales del precio del gas natural en Reino Unido para

los tres consumidores industriales tipo selecciona-

dos, y en Eslovenia para los consumidores I3-2 e I4-

2, en julio de 2005 respecto al año anterior.

En España aumentaron, en términos nominales, el

precio del gas natural un 8,8%, 16,0% y 17,2%, en

julio de 2005 respecto al mismo periodo del año

anterior, para los consumidores tipo industriales

I1, I3-2 e I4-2, respectivamente.

171

Gas

Petróleo

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 2005

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 compa-

ñías del sector de la exploración y producción de

hidrocarburos y la forma de reemplazar sus reser-

vas. 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 anterior-

mente. Existen en el mercado expectativas de man-

tenimiento de precios altos por lo que en principio

las compañías van a tener recursos disponibles

para nuevas inversiones. Pero a pesar de esta, en

principio buena situación, estas compañías se

encuentran, con que tienen dificultades para susti-

tuir las reservas que darán lugar a la futura pro-

ducción de crudo convencional. La exploración

tradicional no está posibilitando ella sola 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 tra-

dicionales. Así, la sustitución real de reservas de

hidrocarburos de las compañías esta viniendo en la

actualidad por tres diferentes vías: adquisiciones

de otras compañías, grandes proyectos integrados

de gas natural licuado (LNG) y proyectos de fuen-

tes no convencionales. Dentro de estos últimos se

encuentran fundamentalmente los de crudos pesa-

dos y los del denominado “tight gas” (yacimientos

de gas no convencionales caracterizados por su

muy baja permeabilidad). Ejemplos que ilustran

estas tendencias en el primer caso podrían ser las

adquisiciones de Burlington por parte de Conoco,

Unocal por Chevron o Novatek por Total. En el

segundo se encontrarían los proyectos de LNG de

Shell en Irán y en Nigeria y de Exxon en Qatar. Y

cabría citar dentro del tercer apartado los proyec-

tos de “tar-sands” de Shell en Canadá o crudos

pesados de Chevron en Venezuela, y los de “tight

gas” de Exxon en los Estados Unidos.

Otra tendencia que merece la pena reseñar, es la

entrada de nuevos competidores en el escenario

mundial: las compañías nacionales. Por una parte se

pueden citar las compañías nacionales de países que

están compitiendo en la compra de activos para ase-

gurar el abastecimiento futuro de sus economías

emergentes. Un ejemplo de ello esta en las chinas

CNOOC, SINOPEC, CNPC y la hindú ONGC.

Por otra parte también compiten las compañías

nacionales de países productores como la rusa

Gazprom, la malaya Petronas, la argelina Sona-

trach, la brasileña Petrobrás o la venezolana

PDVSA. Algunos gobiernos quieren aumentar su

control en el sector y lo hacen en parte a través de

sus compañías nacionales. En algunos casos estas

compañías nacionales pasan directa o indirecta-

mente a controlar la adjudicación de licencias a las

demás compañías internacionales. La novedad

además reside en que no solo tienden a asegurar

fuertemente su supremacía en sus respectivos paí-

ses de origen, sino que están saliendo al exterior a

competir.

Ante la ya indicada falta de oportunidades para

sustituir reservas y la llegada de nuevos competi-

1. El mercado internacional del petróleo en 2004

175

Petr

óle

o

dores, se esta viendo que algunas de las grandes

compañías y de las independientes, están dispues-

tas a entrar o mantenerse en determinadas cuencas

o países haciendo ofertas muy agresivas. Este es el

caso de la compra de los últimos activos que han

salido al mercado. Sirvan como ejemplo los casos

de Statoil y Norsk Hydro que se hicieron con los

activos del Golfo de Méjico de Encana y Spinna-

ker respectivamente o el de Talisman con los de

Paladin en el Mar del Norte británico. Por lo que

se refiere a la adquisición de dominio minero, se

observa la misma agresividad. Las últimas rondas

de licitación en Libia, Nigeria, Argelia o Mar del

Norte han tenido un éxito considerable con muy

buenas ofertas.

Cabría también citar otra corriente para la sustitu-

ción de reservas dentro de las compañías que se

centra en la exploración y producción de recursos

no convencionales. Este sería el caso de la nueva

estrategia de Anadarko o de Encana con el tight

gas estadounidense.

Por lo que se refiere al desarrollo de grandes pro-

yectos todo hace prever que la inversión va a con-

tinuar muy focalizada en aguas profundas y zonas

árticas situándose en países como Angola (Chevron

y BP), Nigeria (Shell), Trinidad (BP), Guinea

Ecuatorial (Marathon), Rusia (Exxon y Shell en

Sakhalin y Total en Shtokman), los estados ex

–Soviéticos como Kazakhstán (Eni en el Caspio) o

el Golfo de Méjico (Chevron, Total, BP).

1.1.2. Tendencias generales del sector del

petróleo en el mundo

A lo largo de este capítulo se analizará la evolu-

ción de las principales variables del sector petro-

lero internacional a lo largo de 2005, año marcado

una vez más por unos altos precios del crudo, que

se han visto afectados tanto por acontecimientos

geopolíticos como por factores meteorológicos, en

un entorno de menor crecimiento de la demanda

de crudo.

Tradicionalmente, una de las variables objeto de

seguimiento por los analistas internacionales del

sector que en estos últimos años está adquiriendo

un mayor protagonismo es la evolución de la capa-

cidad máxima de producción mundial de crudo en

relación con la oferta real, esto es, la capacidad

excedentaria disponible. En lo que se refiere al

grupo de países pertenecientes a la OPEP (Organi-

zación de Países Exportadores de Petróleo), en los

últimos 20 años su capacidad excedentaria ha dis-

minuido de forma acusada, evolucionando desde

un máximo de 10 MBbl/día registrados en 1995

hasta cerca de 3 MBbl/día en 2005, lo que viene

incidiendo de forma significativa en el incremento

de las tensiones de precio en los mercados interna-

cionales de crudo.

Sin embargo, diversos analistas del sector apuntan

hacia una incremento de la capacidad de produc-

ción mundial de crudo en casi 5 MBbl/día a partir

de 2006, derivada de la puesta en marcha de casi

40 nuevos proyectos, tanto en el área de la OPEP

como, muy especialmente, en el grupo de países

productores no pertenecientes al cártel, que apor-

tarían aproximadamente el 70% de este incre-

mento.

Concretamente, en lo que se refiere al área no

OPEP, a lo largo del próximo año se espera la

puesta en marcha de 27 proyectos que, una vez

alcanzado el pico de producción, se espera aporten

176

Petr

óle

o

al mercado aproximadamente 3,5 MBbl/día. Africa

y la Antigua Unión Soviética serán las áreas de

mayor crecimiento de la zona.

Por otro lado, la mayoría de los proyectos previs-

tos en la OPEP se desarrollarán en el Golfo Pér-

sico (principalmente en Arabia Saudí y Emiratos

Árabes Unidos) y Nigeria, y su puesta en marcha

conllevará una mayor oferta de crudos ligeros en

el mercado. Concretamente, en Arabia Saudí está

prevista la puesta en marcha de la tercera fase del

proyecto Haradh III, que alcanzará su pico de

producción (300.000 Bbl/d) a mediados de 2006.

En Nigeria es destacable el proyecto Bonga, que

aportará al mercado 225.000 Bbls. En conjunto,

se espera que los 10 proyectos previstos aporten

al mercado 1,4 MBbl/día adicionales de crudo.

1.2. Oferta y demanda mundial de crudo

Crecimiento moderado de la demanda mundial

de crudo en 2005

La demanda mundial de crudo aumentó un 1,4%

en 2005 al alcanzar los 83,3 millones de Bbl/día,

frente a 82,2 millones de Bbl/día de 2004. Este

incremento anual de 1.100000 Bbl/día es inferior

al registrado en años precedentes (3.000.000

Bbl/día entre 2003 y 2004 y 1.500.000 Bbl/día

entre 2002 y 2003).

Como se observa en el gráfico 1.2.1., 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. Así,

mientras que la demanda de crudo de la OCDE

177

Petr

óle

o

OCDE No OCDE

1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 19920

10

20

30

40

50

60

70

80

41,5 41,9 42,8 43,2 44,3 44,8 45,9 46,7 46,9 47,8 47,9 48,0 48,0 48,6

24,9 25,0 24,6 24,4 24,1 25,1 25,9 26,9 27,3 28,0 28,6 29,1 29,7 30,6

49,6

2004 2005

49,5

32,7 33,6

Gráfico 1.2.1. Evolución anual de la demanda mundial de crudo 1990-2005

Datos en millones de Bbl/día

Fuente: Agencia Internacional de la Energía y Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.

aumentó un 0,2% (100.000 Bbl/día) entre 2004 y

2005, el grupo de países no pertenecientes a la

OCDE incrementó sus necesidades en 900.000

Bbl/día, +2,7% respecto a 2004, de los que

200.000 Bbl/día fueron aportados por la República

Popular China y 300.000 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

178

Petr

óle

o

1T 2T 3T 4T

85

84

83

82

81

80

79

78

77

76

2003 2004 2005

Gráfico 1.2.2. Evolución trimestral de la demanda mundial de crudo 2003-2005


Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006.

1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 1992

85

80

75

70

65

60

55

Oferta mundial de crudo Promedio de la oferta en 1995-2005

2004 2005

Gráfico 1.2.3. Evolución anual de la oferta mundial de crudo 1990-2005 (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, 14 de marzo de 2006 y CNE.

menor, pasando del 62,2% en 2001 al 59,5% en

2005, de modo que, de los 83,3 millones de

Bbl/día que se registraron como promedio de

demanda en 2005, 49,6 millones de Bbl/día corres-

pondieron a la OCDE.

El gráfico 1.2.2. representa la demanda mundial de

crudo por trimestres en los últimos tres años, obser-

vándose que, debido a su estacionalidad, la

demanda se comporta de la misma forma cada año:

desciende en el segundo trimestre y se va recupe-

rando a partir de entonces hasta final de año.

Como se observa en el gráfico 1.2.2., en la primera

mitad del año la demanda mundial de crudo se

redujo, situándose en 82,0 MBbl/día en el segundo

trimestre de 2005. Durante la segunda mitad del

año la demanda se recuperó estacionalmente hasta

alcanzar 83,9 millones de Bbl/día en el cuarto tri-

mestre.

Crecimiento de la oferta mundial de crudo en

2005

En 2005 la oferta mundial de crudo aumentó en pro-

medio en 1.000.000 Bbl/día respecto a 2004, que

correspondieron íntegramente a una mayor produc-

ción por parte de la OPEC. La producción media de

crudo en el mundo en 2005 se situó en 84,1 millo-

nes de Bbl/día, valor máximo alcanzado en los últi-

mos años y un 1,2% superior al año anterior.

En el gráfico 1.2.4. se muestra la producción trimes-

tral de crudo en los últimos tres años, cuya evolución

ha sido ligeramente alcista, hasta alcanzar 84,2

millones de Bbl/día en el cuarto trimestre de 2005.

179

Petr

óle

o

Mill

ones

de

Bbl/

día

Oferta mundial de crudo Precio Dated Brent

88

84

80

76

72

68

64

60

US$/Bbl

65

60

55

50

45

40

35

30

25

20

151T05 2T05 3T05 4T051T03 2T03 3T03 4T03 1T04 2T04 3T04 4T04

Gráfico 1.2.4. Evolución trimestral de la oferta mundial de crudo 2003-2005 (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, 14 de marzo de 2006, Platt’s y CNE.

Producción mundial de crudo superior a la

demanda en 2005

En promedio, durante 2005 la oferta superó a la

demanda mundial de crudo en 800.000 bbl/día,

con una demanda media de 83,3 millones de

Bbl/día, frente a una producción media de 84,1

millones de Bbl/día. El gráfico 1.2.5., muestra la

evolución del diferencial producción-demanda en

los últimos 3 años.

Mayor peso de la OPEC en 2005

En 1998 se inició una tendencia decreciente del

porcentaje de aportación del cártel a la oferta mun-

dial de crudo, dado el mayor protagonismo adqui-

rido por otros países productores no miembros de

la organización, principalmente Rusia. Sin

embargo, en 2003 se produjo un cambio de ten-

dencia que se ha confirmado en 2005. En prome-

dio, la OPEC produjo en 2005 el 40,42% de la

oferta mundial de crudo, frente al 39,71% del año

anterior, como se observa en el gráfico 1.2.6.

Incremento de la cuota oficial de la OPEC

en 2005

En su primera reunión del año, celebrada el 30 de

enero en Viena, la OPEC decidió mantener la

cuota oficial en 27,0 MBbl/d. Sin embargo, dada la

escalada en los precios del crudo, en las dos

siguientes reuniones del año, celebradas el 16 de

marzo y 16 de junio, la Organización acordó sen-

dos incrementos de 0,5 MBbl/d, aplicables a partir

del 1 de abril y 1 de julio respectivamente, para

situar su cuota oficial en 28,0 MBbl/d.

Únicamente en su reunión del 19 de septiembre la

Organización acordó suspender temporalmente

(entre el 1 de octubre de 2005 y 1 de enero de

2006) el cumplimiento del sistema de cuotas, a la

vista de la situación del mercado tras el paso del

180

Petr

óle

o

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

1T03 2T03 3T03 4T03 1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05

Gráfico 1.2.5. Producción vs. demanda mundial de crudo 2003-2005 (1)

Datos en millones de Bbl/día, excepto ratio



huracán Katrina. El 12 de diciembre el cártel deci-

dió que reanudaría su cuota de 28,0 MBbl/d en

enero de 2006, tal como había previsto.

En el cuadro 1.2.1. se detallan las reuniones man-

tenidas por la organización durante 2005 junto con

las decisiones adoptadas en cuanto a producción.

Gran incremento del precio de la cesta OPEC

En 2005, como es habitual, el precio de la cesta

OPEC se comportó en línea con los mercados de

crudo, situándose en media en 50,71 US$/Bbl, lo

que representa un incremento del 41,0% respecto

al año anterior. Hay que destacar que desde fina-

181

Petr

óle

o

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

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

Gráfico 1.2.6. Evolución de la cuota de mercado de la OPEP 1990-2005 (1)

Datos en millones de Bbl/día, excepto cuota en %



Cuota oficial OPEP 10Fecha reunión Actuación Inicio actuación (millones Bbl/día)

10-dic-04 Mantenimiento cuota — 27

30-ene-05 Mantenimiento cuota — 27

16-mar-05 Incremento 0,5 MBbl/d 01-abr-05 27,5

16-jun-05 Incremento 0,5 MBbl/d 01-jul-05 28

12-dic-05 Mantenimiento cuota — 28

Fuente: CNE.

Cuadro 1.2.1. Decisiones de la OPEP en 2005

les de 2003 el precio de la cesta OPEC 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 OPEC ha mantenido la mencionada banda

objetivo de precios durante casi cinco años, que-

dando 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 en Viena se

aprobó un nuevo mecanismo de cálculo de la cesta

que consiste en una media ponderada, en base a

volumen de exportaciones, de 11 tipos de crudo

representativos de todos los países de la OPEC y

que resulta en una referencia de crudo más pesado

y con mayor contenido de azufre que la utilizada

anteriormente.

Incumplimiento de la cuota oficial de la OPEC

Durante la mayor parte del año, como se observa en

el gráfico 1.2.8., la OPEC (excluido Irak) sobrepasó

ligeramente sus cuotas oficiales de producción. Tal

como se explicará en el siguiente apartado, el cártel

ha visto reducida su capacidad excedentaria en 2005

por segundo año consecutivo.

Continúa la disminución de la capacidad

excedentaria de la OPEP en 2005

Durante 2005 la capacidad excedentaria de los paí-

ses miembros de la OPEP se redujo en más de un

15% respecto al año anterior, alcanzando 2,7

millones de Bbl/día, frente a 3,2 millones de

Bbl/día del año anterior y 7,3 MBbl/día en 2003.

Del cuadro 1.2.2. se deduce que los países con

mayor capacidad de producción excedentaria en el

seno de la OPEC, durante los últimos años, han

182

Petr

óle

o

65

60

55

50

45

40

35

30

25

20Ene-05 Dic-05Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05

Gráfico 1.2.7. Precio diario de la cesta de la OPEP 2005

Datos en US$/Bbl

Fuente: Platt’s y CNE.

183

Petr

óle

o

29

28

27

26

25

24

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21

Ene-

01

Mar

-01

May

-01

Jul-

01

Sep-

01

Nov-

01

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

Nov-

04

Dic-

04

Ene-

05

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep-

05

Nov-

05

Producción Cuota oficial

Gráfico 1.2.8. Cumplimiento de las cuotas de la OPEP 10 entre 2001 y 2005 (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, 14 de marzo de 2006 y Lehman Brothers.

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Arabia Saudí 1,9 1,6 1,6 2,7 2,2 2,5 3,1 1,5 1,3

Irán 0,0 0,1 0,0 0,2 0,1 0,1 0,5 0,1 0,2

Irak 1,4 0,9 0,1 0,2 0,3 0,6 0,8 0,7 0,7

EAU 0,1 0,1 0,2 0,4 0,2 0,3 0,5 0,1 0,1

Kuwait 0,2 0,2 0,2 0,5 0,3 0,7 0,9 0,3 0,4

Qatar 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0

Nigeria 0,1 0,0 0,2 0,4 0,4 0,3 0,3 0,2 0,1

Libia 0,0 0,0 –0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,0 0,0

Argelia 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,0 0,0

Venezuela 0,0 0,0 0,5 0,7 0,1 0,2 0,6 0,2 0,0

Indonesia 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,0

Total OPEP 3,8 2,9 2,8 5,5 4,0 5,1 7,3 3,2 2,7

(1) No se considera la zona neutra.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006, Deutsche Bank, Lehman Brothers

y CNE.

Cuadro 1.2.2. Capacidad excedentaria de la OPEP 1997-2005 (1)


sido Arabia Saudí e Irak, mientras que otros, como

Libia, Qatar, Argelia e Indonesia producen tradi-

cionalmente 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 negocia-

ción de Arabia Saudí, líder en volumen de produc-

ción y capacidad excedentaria, es el mayor en el

seno de la OPEC. No obstante, hay que destacar

que en los últimos años la capacidad excedentaria

de este país se ha reducido significativamente,

ascendiendo en 2005 a tan solo a 1,3 MBbl/día,

mínimo de los últimos 10 años.

La producción de Venezuela aumenta

ligeramente en 2005

Hasta los primeros meses de 2003 Venezuela era el

miembro de la OPEC 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 últi-

mos años la producción media del país ha quedado

significativamente por debajo de su cuota asig-

nada: en 2004 la producción media anual ascendió

a 2,59 M Bbl/d frente a una cuota media de 2,89

MBbl/d y en 2005 la oferta del país se situó en

2,71 MBbl/d frente a una cuota oficial media de

3,18 MBbl/d.

Papel creciente de los países productores

independientes

Un aspecto destacable en los últimos años es la

importancia creciente que han adquirido en la

oferta mundial de crudo los denominados “países

productores independientes” (no miembros de

OPEC). El gráfico 1.2.10. ilustra este hecho: de

184

Petr

óle

o

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

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

Nov-

04

Dic-

04

Ene-

05

Mar

-05

May

-05

Jul-

05

Sep-

05

Nov-

05

Producción Cuota oficial

Gráfico 1.2.9. Producción de crudo en Venezuela 2002-2005 (1)


(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales.

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006.

185

Petr

óle

o

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

Vene

zuel

a

Noru

ega

EAU

Nige

ria

Kuw

ait

Irak

Cana

dá

Libi

a

Bras

il

Gráfico 1.2.10. Ranking mayores productores mundiales de crudo 2005 (1)


(1) Se excluyen GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales


10

9

8

7

6

5

Ene-

99

Abr-

99

Jul-

99

Oct-

99

Ene-

00

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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

Arabia SaudíRusia

Gráfico 1.2.11. Producción de crudo Rusia vs. Arabia Saudí desde 1999 (1)


(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales

Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006.

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 2005 Rusia produjo 100.000

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 seis años.

1.3. Demanda mundial de productospetrolíferos

Aumenta ligeramente la demanda OCDE de

productos petrolíferos

En este apartado se analizan los datos correspon-

dientes a los países de la OCDE, cuya importancia

en cuanto a consumo es representativa de la ten-

dencia mundial.

El aumento del 0,28% en la demanda de crudo de

la OCDE entre 2004 y 2005 se tradujo en un

aumento porcentual idéntico en la demanda de

productos petrolíferos, que en 2005 ascendió en

promedio a 49,63 millones de Bbl/día, frente a

49,49 millones de Bbl/día de 2004. En el gráfico

1.3.1. se detalla la evolución de la demanda de pro-

ductos petrolíferos desglosada por áreas geográfi-

cas de la OCDE en los últimos diez años.

Este ligero aumento de la demanda OCDE de pro-

ductos petrolíferos durante 2005 (14.000 Bbl/día)

fue debida al incremento registrado en el área OCDE

Pacífico (10.000 Bbl/día), seguido del área OCDE

América del Norte (9.000 Bbl/día). Sin embargo, el

consumo medio de productos petrolíferos en el área

OCDE Europa disminuyó en 4.000 Bbl/día.

186

Petr

óle

o

60

50

40

30

20

10

0

OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico

20041996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005

22,2

14,9

8,7

22,7

15,1

8,9

23,1

15,4

8,4

23,8

15,3

8,7

24,1

15,2

8,7

24,0

15,3

8,6

24,1

15,3

8,6

24,5

15,4

8,7

25,3

15,6

8,5

25,4

15,6

8,6

Gráfico 1.3.1. Evolución anual demanda productos OCDE 1996-2005



De las tres áreas en las que se desglosa la OCDE,

hay que destacar que, como viene siendo habitual,

en 2005 a América del Norte le correspondió la

mayor demanda, más del 51% del total, seguida de

Europa (32%) y la zona del Pacífico (17%).

Gasolinas y gasóleos, productos más

demandados

En cuanto a la evolución de la demanda OCDE por

tipos de producto, cabe resaltar que en 2005 los

productos más consumidos fueron las gasolinas

(14,87 millones de Bbl/día) y los gasóleos (13,03

millones de Bbl/día), seguidos del GLP (4,96

millones de Bbl/día) y del fuelóleo (4,69 millones

de Bbl/día). En el gráfico 1.3.2. se representa el

peso específico de los distintos productos petrolí-

feros en el total de la demanda OCDE en 2005.

El gráfico 1.3.3. muestra la demanda de los princi-

pales productos por áreas geográficas durante

2005. Mientras que América del Norte es líder en

consumo 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

productos petrolíferos en los últimos diez años, se

obtienen las siguientes conclusiones:

• En 2005 continúa la tendencia creciente del con-

sumo de gasóleo derivada de la “dieselización”

del parque automovilístico europeo.

• Ralentización en el consumo de gasolinas.

• Recuperación del consumo de jet los dos últimos

años, tras la disminución experimentada tras los

acontecimientos del 11 de septiembre de 2001.

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 patro-

nes de consumo, hecho que refleja el comporta-

miento cíclico que los mercados de derivados

muestran para todas sus variables. A continuación

se analiza la estacionalidad de los principales pro-

ductos petrolíferos en los últimos tres años.

187

Petr

óle

o

Fuelóleo9,2%

Otros productos10,1%

Gasóleo26,3%

GLP9,5%

Nafta6,5%

Gasolina30,0%

Jet/Queroseno8,5%

Gráfico 1.3.2. Demanda de la OCDE de productos petrolíferos en 2005. Datos en %


188

Petr

óle

o

Gasolina

OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico

Gasóleo Jet/Queroseno Fuelóleo GLP

38,9%45,7%

34,6%

59,5%

17,8%

46,7% 29,4%42,6%

21,3%

10,8% 14,4%24,9% 22,9%

19,2%

71,4%

Gráfico 1.3.3. Desglose de la demanda de productos de la OCDE en 2005 por zonas

Datos en % sobre el total


60

50

40

30

20

10

0

Gasóleo JetGasolina Fuelóleo GLP Otros productos

20041996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003

Gráfico 1.3.4. Evolución anual de la demanda de la OCDE por productos 1996-2005


Nota: Otros productos incluye nafta y otros productos.


Gasolinas

El consumo de gasolinas sigue siempre el mismo

comportamiento a lo largo del año, tal como se mues-

tra en el gráfico 1.3.5.: tras registrarse el mínimo

anual en el primer trimestre, durante el segundo y ter-

cero el consumo crece hasta alcanzar el máximo

anual, para posteriormente descender durante el

cuarto trimestre. Este patrón de comportamiento res-

ponde a que, en el grueso de países desarrollados, el

pico de demanda de gasolina se produce en el

periodo vacacional, que coincide con el verano.

Gasóleos

El gráfico 1.3.6. muestra el comportamiento esta-

cional del consumo de gasóleo, registrándose los

máximos en el invierno (primer y último trimestre)

189

Petr

óle

o

15,5

15,2

14,9

14,6

14,3

14,01T 2T 3T 4T

2003 2004 2005

Gráfico 1.3.5. Evolución trimestral demanda OCDE de gasolina 2003-2005



13,6

13,2

12,8

12,4

12,0

11,61T 2T 3T 4T

2003 2004 2005

Gráfico 1.3.6. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de gasóleo 2003-2005



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.

GLP

El consumo de GLP muestra la tendencia estacio-

nal 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.

Importancia creciente de la demanda de

productos petrolíferos NO OCDE

Como se ha comentado anteriormente, la aporta-

ción del grupo de países pertenecientes a la OCDE

a la demanda mundial de crudo y productos petro-

líferos es cada vez menor, dado el gran incremento

que está experimentando el consumo en los países

no pertenecientes a la OCDE, especialmente en

China y La India. Así, la demanda NO OCDE

aumentó su peso respecto al total mundial desde el

36% registrado en 1996 hasta casi el 40% de 2005,

alcanzando 33,6 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 mayo-

res países consumidores del área: China, Antigua

Unión Soviética y La India.

190

Petr

óle

o

4,7

4,5

4,3

4,1

3,9

3,7

3,51T 2T 3T 4T

2003 2004 2005

Gráfico 1.3.7. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de jet 2003-2005



Hay que destacar el gran incremento experimentado

por la demanda china en los últimos años, alcan-

zando los 6,6 millones de Bbl/día en 2005. El

segundo consumidor por orden de importancia es la

Antigua Unión Soviética, cuya demanda en 2005 se

situó en 3,8 millones de Bbl/día. Por último hay que

destacar el caso de La India, cuya demanda en 2005

ascendió a 2,6 millones de Bbl/día.

191

Petr

óle

o

5,6

5,4

5,2

5,0

4,8

4,6

4,4

4,21T 2T 3T 4T

2003 2004 2005

Gráfico 1.3.8. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de GLP 2003-2005



30

20

10

020041996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005

FSUChina OtrosIndia

3,6

4,0

1,8

16,6

3,9

3,8

1,9

17,2

4,1

3,7

2,0

17,5

4,3

3,6

2,5

17,9

4,6

3,7

2,3

18,0

4,7

3,7

2,3

18,5

5,0

3,5

2,4

18,8

5,6

3,6

2,5

18,9

6,4

3,8

2,6

19,9

6,6

3,8

2,6

20,6

Gráfico 1.3.9. Evolución anual de la demanda de productos NO OCDE 1996-2005



1.4. Stocks mundiales de crudo y productospetrolíferos

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 periodos 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 2005 la tenden-

cia general ha sido creciente, alcanzándose a finales

de año niveles cercanos a 2.170 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 Uni-

dos en los dos últimos años.

La tendencia general de los stocks de crudo en

EE.UU. a lo largo de 2005 fue creciente. El año

cerró con unos inventarios totales de 1.006 millo-

nes de Bbl frente a los 962 registrados al cierre del

ejercicio anterior, lo que representa un incremento

del 4,6%.

192

Petr

óle

o

2.250

2.200

2.150

2.100

2.050

2.000

1.950

1.900

Mill

ones

de

Bbl

60

50

40

30

20

10

US$

/Bbl

1T01

2T01

3T01

4T01

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

Stocks de crudo en la OCDE Dated Brent

Gráfico 1.4.1. Stocks de crudo en la OCDE 2000-2004 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, 14 de marzo de 2006 y Platt´s.

193

Petr

óle

o

2.400

2.100

1.800

1.500

1.200

900

600

300

EE.UU. OCDE

1T01

2T01

3T01

4T01

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

Gráfico 1.4.2. Stocks de crudo en OCDE y EE.UU. 2001-2005 (1)

Datos en millones de Bbl



Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 marzo 2006 y Energy Information AdministrationEE.UU.

1.040

1.020

1.000

980

960

940

920

900Febrero

2004 2005

Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Gráfico 1.4.3. Stocks de crudo en Estados Unidos 2004-2005 (1)




Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.

Petr

óle

o

194

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 pro-

ductos de la OCDE desde 2001.

Durante la mayor parte del año los stocks de pro-

ductos petrolíferos de la OCDE se mantuvieron en

niveles superiores a los registrados el año anterior,

exceptuando el último trimestre del año. 2005

cerró con unos inventarios de 1.626 MBbl, lo que

representa un incremento del 1,7% respecto a

diciembre de 2004.

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 pro-

ductos, que representan en media el 45% del total

de la OCDE. Este hecho queda reflejado en el grá-

fico 1.4.5.

En el gráfico 1.4.6. se detalla la evolución mensual

del volumen de inventarios de productos de Esta-

dos Unidos en los dos últimos años, donde se

observa que en 2005 estos se han situado por

encima de los valores de 2004 durante la mayor

parte del ejercicio.

Se mantiene 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 equivalen-

cia 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 trimes-

tre, considerando crudo más productos, con el pro-

medio de la demanda diaria del trimestre siguiente.

1.750

1.700

1.650

1.600

1.550

1.500

1.450

1T01

2T01

3T01

4T01

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

Gráfico 1.4.4. Stocks de productos OCDE 2001-2005 (1)





195

Petr

óle

o

Febrero

2004 2005

Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

760

740

720

700

680

660

640

620

600

580

Gráfico 1.4.6. Stocks de productos en Estados Unidos 2004-2005 (1)



(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos

Fuente: Energy Information Administration EE.UU.

1.800

1.500

1.200

900

600

300

1T01

2T01

3T01

4T01

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

0T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

OCDE EE.UU.

Gráfico 1.4.5. Stocks de productos en OCDE y EE.UU. 2001-2005 (1)




Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 14 de marzo de 2006, y Energy Information

Administration de Estados Unidos.

Durante 2005 los stocks de la OCDE fueron capa-

ces de cubrir aproximadamente 82 días de

demanda, 2 días más que en 2004. El año se cerró

con unos stocks equivalentes a 80 días de

demanda.

1.5. Principales variables de los mercadosenergéticos internacionales

Tendencia alcista de precios del crudo en 2005

En 2005 la cotización promedio del crudo se situó

en 54,50 US$/Bbl, un 42,6% superior a la regis-

trada el año anterior y por encima de la media de

los últimos 5 años.

Durante la mayor parte del año el precio del crudo

mantuvo una tendencia alcista. En la primera

mitad de 2005 ésta vino motivada por las dudas del

mercado sobre las decisiones de la OPEC en lo

referente sus cuotas oficiales y sobre su capacidad

para satisfacer la fuerte demanda esperada de

crudo. A ello se unió la situación de incertidumbre

en el panorama político internacional sobre la

nueva política energética iraní tras las elecciones

celebradas en este país.

Durante la mayor parte del tercer trimestre el

crudo mantuvo esta tendencia alcista, acentuada en

los últimos días de agosto y primeros de septiem-

bre tras el paso de los huracanes Katrina y Rita por

el Golfo de México y Sur de Estados Unidos, lle-

gando incluso a paralizarse la producción de crudo

y operaciones de refino y logística de toda la zona

afectada.

Únicamente en el último trimestre del año se pro-

dujo una moderación de los precios del crudo,

impulsada por noticias que apuntaban a una ralen-

tización en la tasa de crecimiento de la demanda.

196

Petr

óle

o

85

84

83

82

81

80

79

78

77

76

1T01

2T01

3T01

4T01

1T02

2T02

3T02

4T02

1T03

2T03

3T03

4T03

1T04

2T04

3T04

4T04

1T05

2T05

3T05

4T05

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, 14 marzo 2006 y CNE.

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.

Mercados de futuros de Brent en “contango”

A diferencia de lo ocurrido los dos años anteriores,

en 2005 el mercado se mantuvo en situación de

“contango” (futuro superior al spot), situándose el

diferencial medio IPE-Dated Brent en 0,69

US$/Bbl, frente a -0,23 US$/Bbl en 2004.

Se reduce el diferencial medio WTI - Brent

En 2005 el diferencial medio WTI-Brent se situó

en 2,07 US$/Bbl, lo que significa una disminución

del 35,36% respecto al año anterior.

Entre enero y agosto de 2005 el diferencial WTI-

Brent mantuvo en general la tendencia bajista ini-

ciada el año anterior, especialmente durante primer

trimestre del año, en el que la fuerte bajada de tem-

peraturas en Europa provocó que la cotización del

Brent (crudo de referencia en Europa) aumentara

en mayor proporción que la del WTI (crudo de

referencia en Estados Unidos), provocando la

correspondiente caída del diferencial.

Sin embargo, entre septiembre y noviembre el

diferencial mantuvo una tendencia fuertemente

alcista, impulsado tras los efectos de los huracanes

Katrina y Rita en las zonas productoras de crudo

del Golfo de Méjico.

En diciembre el diferencial de referencia se redujo

en más de un 20% respecto al mes anterior, situán-

dose la media en 2,45 US$/Bbl.

197

Petr

óle

o

686562595653504744413835322926

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

Gráfico 1.5.1. Precio spot Brent Dated. 2004-2005 (1)

Datos en US$/Bbl

(1) Cotizaciones diarias medias

Fuente: Platt’s.

198

Petr

óle

o

62

58

54

50

46

42

38

34

30

26

FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.2. Media mensual precio spot Brent Dated. 2004-2005 (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.

63

60

57

54

51

48

45

42Feb-05Ene-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05

IPE Brent 1 mes Brent Dated

Gráfico 1.5.3. Evolución del futuro Brent IPE un mes y Brent Dated. 2005 (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.

El diferencial crudos ligeros – pesados

aumenta respecto a 2004

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 2005 se situó

en 5,08 US$/Bbl, frente a 4,57 US$/Bbl en 2004.

Precios de los productos petrolíferos en

Europa al alza

En 2005 el comportamiento de los precios de refe-

rencia de los productos petrolíferos europeos fue

similar al del Brent, tal como se observa en el grá-

fico 1.5.6. En la primera mitad del año, además de

las causas que motivaron el aumento de la cotiza-

ción del crudo, en el caso de la gasolina y del gasó-

leo se sumaron los efectos derivados del cambio de

especificaciones producido en la UE desde el 1 de

enero, habiéndose reducido el contenido permitido

de azufre a 50 ppm. Además, una intensa ola de

frío en el hemisferio norte impulsó al alza el pre-

cio del gasóleo.

En el tercer trimestre de 2005 todas las cotizacio-

nes de los productos prosiguieron con su tenden-

cia alcista. Especialmente destacable es el caso de

la gasolina sin plomo, cuya cotización se vio

impulsada por la incertidumbre sobre el abasteci-

miento de este producto al mercado norteameri-

cano tras el paso del huracán Katrina. Esta ten-

dencia alcista se rompió en los últimos meses del

año. Las cotizaciones de todos los productos de

referencia experimentaron descensos en el último

trimestre del año.

En 2005 las cotizaciones de los productos de refe-

rencia europeos se mantuvieron en media por

encima de los valores registrados el año anterior.

Las cotizaciones medias se situaron en 527,02

199

Petr

óle

o

6

5

4

3

2

1

0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.4. Media mensual del diferencial WTI-Brent Dated. 2004-2005 (1)

Datos en US$/Bbl

(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).

Fuente: CNE.

200

Petr

óle

o

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

Ene-

03

Feb-

03

Mar

-03

Abr-

03

May

-03

Jun-

03

Jul-

03

Ago-

03

Sep-

03

Oct-

03

Nov-

03

Dic-

03

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

Gráfico 1.5.5. Diferencial medio mensual del Brent Dated-Dubai. 2003-2005 (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-

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

Brent Dated Premium Unleaded EN590 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

Gráfico 1.5.6. Cotizaciones diarias de referencias de los productos petrolíferos en la zona mediterránea.

2004-2005 (1)

Datos en US$/Bbl

(1) Cotizaciones diarias medias CIF Cargoes para la gasolina sin plomo («Premium Unleaded» en 2004 y «Premium Unleaded 50ppm»en 2005) y el gasóleo de automoción («EN590» en 2004 y «ULSD 50 ppm» en 2005) y FOB Cargoes para el fuelóleo (Fuel 1%S)

Fuente: Platt´s.

US$/Tm, 552,13 US$/Tm y 259,95 US$/Tm para

la gasolina sin plomo, el gasóleo y el fuelóleo res-

pectivamente, lo que representa un aumento del

31,7%, 46,9% y 51,1% respecto al año anterior.

A continuación se muestra la evolución mensual

en 2004 y 2005 de las cotizaciones de referencia

para los principales productos petrolíferos en

Europa, incluyendo gasolina (gráfico 1.5.7.), gasó-

201

Petr

óle

o

700

650

600

550

500

450

400

350

300


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.7. Media mensual referencia gasolina sin plomo zona mediterráneo 2004-2005 (1)

Datos en US$/TM

(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias de la Premiun Unleaded CIF Cargoes en 2004 y Premiun Unleaded 50ppm CIF Cargoes en 2005 según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior)

Fuente: CNE.

700

650

600

550

500

450

400

350

300


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.8. Media mensual de referencia del gasóleo de automoción en la zona mediterránea.

2004-2005 (1)

Datos en US$/Bbl

(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del gasóleo EN590 CIF Cargoes en 2004 y ULSD 50 ppm CIF MED en 2005según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior)

Fuente: CNE.

202

Petr

óle

o

350

300

250

200

150

100


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.9. Media mensual referencia fuelóleo zona mediterráneo 2004-2005 (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.

600

550

500

450

400

350

300

250


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.10. Media mensual del precio del propano de referencia. 2004-2005 (1)

Datos en US$/Tm

(1) Se ha tomado como referencia la cotización “Propane FOB Posting Contract BP North Sea Platt´s”

Fuente: CNE.

leo (gráfico 1.5.8.), fuelóleo (gráfico 1.5.9.) y

principales componentes del GLP (gráficos

1.5.10.y 1.5.11.).

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

estacionalidad 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 2005 el diferencial medio de la gasolina

sin plomo disminuyó, situándose en 8,61 US$/Bbl

frente a 9,71 US$/Bbl en 2004. Igualmente, el dife-

rencial medio del fuelóleo respecto al Brent dismi-

nuyó un 16,6% respecto a 2004, situándose en -

13,68 US$/Bbl. Sin embargo, el diferencial corres-

pondiente al gasóleo aumentó, situándose la media

en 19,51 US$/Bbl, lo que representa un incremento

del 60,4% respecto a 2004.

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.

Gran incremento de los márgenes de refino

norteamericanos en 2005

Los márgenes de refino norteamericanos en media

experimentaron un gran incremento en 2005, aun-

203

Petr

óle

o

600

550

500

450

400

350

300

250


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.11. Media mensual del precio del butano de referencia. 2004-2005 (1)

Datos en US$/Tm

(1) Se ha tomado como referencia la cotización “Butane FOB Posting Contract BP North Sea Platt´s”.

Fuente: CNE.

204

Petr

óle

o

28

24

20

16

12

8


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.13. Diferencial medio mensual referencia gasóleo de automoción MED-Brent Dated. 2004-2005 (1)

Datos en US$/Bbl

(1) Se ha tomado como referencia de precio del gasóleo la cotización del gasóleo «EN590 CIF Cargoes» en 2004 y «ULSD 50 ppmCIF Cargoes» en 2005.

Fuente: CNE.

20

18

16

14

12

10

8

6

4


2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.12. Diferencial medio mensual referencia gasolina sin plomo MED-Brent Dated. 2004-2005 (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»en 2004 y «Premium Unleaded 50 ppm CIF Cargoes» en 2005.

Fuente: CNE.

205

Petr

óle

o

0

–2

–4

–6

–8

–10

–12

–14

–16

–18

–20FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2004 2005 Promedio 00-04

Gráfico 1.5.14. Diferencial medio mensual referencia fuelóleo MED-Brent Dated. 2004-2005 (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.

que mantuvieron una tendencia mensual general

similar a la del año anterior, tal como se observa en

el gráfico 1.5.15. Las alzas experimentadas por

este indicador (LLS cracking) en finales de agosto

y septiembre tras el paso de sendos huracanes en la

zona del Golfo de México provocaron el aumento

de la media anual, que se situó en 4,55 US$/Bbl

frente a 1,72 US$/Bbl en 2004.

Márgenes de refino en Europa superiores a los

de 2004

Los indicadores de márgenes de refino europeos

experimentaron una tendencia similar a la de los

americanos en 2005. El gráfico 1.5.16. muestra la

evolución del margen de refino NWE Brent Crac-

king, cuya media anual se situó en 4,42 US$/Bbl

frente a 3,77 US$/Bbl en 2004.

Evolución de márgenes comerciales 2005 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 indi-

cador (PAI-Ci) en la UE para gasolinas y gasóleos.

En 2005 los márgenes comerciales en el conjunto de

países de la Unión Europea disminuyeron ligera-

mente respecto al año anterior. Concretamente, en

promedio anual el indicador PAI-Ci para la gasolina

95 en la Unión Europea se situó en 0,1015

euros/litro en 2005, frente a los 0,1028 euros/litro

registrados en 2004. En el caso del gasóleo de auto-

moción la media 2005 fue de 0,0966 euros/litro

frente a 0,0969 euros/litro del año anterior.

206

Petr

óle

o

10

8

6

4

2


2004 2005 Promedio 01-04

Gráfico 1.5.16. Media mensual márgenes de refino en Europa. 2004-2005 (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.

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

–2FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2004 2005 Promedio 01-04

Gráfico 1.5.15. Media mensual márgenes de refino en EE.UU. 2004-2005 (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.

207

Petr

óle

o

0,15

0,14

0,13

0,12

0,11

0,10

0,09

0,08

0,07


2004 2005

Gráfico 1.5.17. Media mensual PAI-Ci gasolina 95 en la UE. 2004-2005 (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.

0,15

0,14

0,13

0,12

0,11

0,10

0,09

0,08

0,07FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

2004 2005

Gráfico 1.5.18. Media mensual PAI-Ci gasóleo A en la UE. 2004-2005 (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.

1.6. Empresas petroleras internacionales en

2005

1.6.1. Resultados 2005

Como se observa en el gráfico 1.6.1. en general

las empresas petroleras experimentaron en 2005

un aumento de su resultado neto respecto a 2004.

En la mayoría de los casos este aumento vino

determinado por unos mayores resultados en las

áreas de Refino y Marketing (debido a unos

mayores márgenes de refino) y de Exploración y

Producción (por el aumento de los precios del

crudo).

208

Petr

óle

o

5,8 %

66,4 %

47,7 %

13,0 %

24,5 %

25,6 %

30,8 %

42,6 %

45,5 %

Chevron

Total

ENI

Repsol YPF

BP

Exxon Mobil

Royal Dutch Shell

CEPSA

Conoco Phillips

Gráfico 1.6.1. Variación del resultado neto 2005 vs. 2004 de las principales empresas petroleras

Datos en %

Fuente: Memorias de las compañías.

Repsol YPF CEPSA

2005 % s/total % var. 05/04 2005 % s/total % var. 05/04

Exploración y producción 3.246 53% 6,0% 358 28% 18,6%

Refino y marketing 2.683 44% 69,3% 734 57% 25,5%

Química 308 5% 17,6% 117 9% 27,9%

Gas y electricidad 389 6% 25,5% 78 6% 234,7%

Otros –465 –8% — — — —

Resultado operativo 6.161 100% 18,0% 1.287 100% 0,0%

Resultado neto 3.224 25,6% 1.010 47,7%

Fuente: Memorias de las compañías.

Cuadro 1.6.1. Resultados en 2004 de Repsol YPF y CEPSA

Datos en millones de euros

En todo caso, hubo una gran diversidad de com-

portamientos, oscilando entre el incremento 5,8%

experimentado por Chevron Texaco hasta el

aumento del 66,4% de Conoco Phillips.

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 Explora-

ción y Producción, un 18% en el caso de CEPSA

y un 6% en el de REPSOL YPF, derivado del

aumento de los precios del crudo en 2005.

• Los altos márgenes de refino determinaron el

incremento de resultados de Refino y Marke-

ting, que ascendió al 69,3% en el caso de Repsol

YPF y al 25,5% en el de CEPSA.

• Ambas compañías reflejaron un buen comporta-

miento del negocio químico, registrando Repsol

YPF un incremento del 17,6% y CEPSA del

27,9%.

• Asimismo, los resultados relativos al área de gas

y electricidad aumentaron en ambos casos

(334,7% en el caso de CEPSA y un 25,5% los de

Repsol YPF).

• El resultado operativo de Repsol YPF ascendió

en 2005 a 6.161 millones de euros, lo que

supone un aumento del 18% respecto al año

anterior. En el caso de CEPSA, su resultado ope-

rativo (1.287 millones de euros) fue similar al

registrado el año anterior.

1.6.2. Comportamiento bursátil

Tal como se observa en el gráfico 1.6.2., todas las

petroleras se revalorizaron durante el periodo

enero-diciembre de 2005, oscilando sus ganan-

cias entre el incremento del 34% de Conoco Phi-

llips y el aumento de 8,1% de Chevron Texaco,

debido fundamentalmente a las elevadas cotas

alcanzadas por el precio del crudo a lo largo del

año.

209

Petr

óle

o

Chevron Texaco

Exxon Mobil

Royal Dutch Shell

BP

Repsol YPF

ENI

Cepsa

Total

Conoco Phllips

8,1 %

34,0 %

32,0 %

9,6 %

21,8 %

21,9 %

28,8 %

29,9 %

30,1 %

Grafico 1.6.2. Evolución bursátil de las principales empresas petroleras en 2005

Datos en %

Fuente: CNE.

Petr

óle

o

211

2. Exploración y producción en España

2.1. Exploración y Producción en España

2.1.1. Dominio minero

a) Permisos de Investigación

El cuadro 2.1.1. recoge los permisos de investiga-

ción vigentes en España a 31 de diciembre de 2005.

Dicha tabla indica, además de la cuenca en la que

se sitúan, los titulares de los permisos con su por-

centaje de participación, así como la superficie de

éstos y el periodo de vigencia de los mismos.

En 2005 se solicitó únicamente a la Administración

Central un permiso de investigación en cuencas

marinas, denominado “Siroco D” y situado frente a

Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2005

EmpresaParticipación

%Permisos

Administración

competentePublicación

Fecha de

Publicación

Período

Vigencia

Superficie

(Ha)Operador Observaciones

SHESATEREDONUELGASU. FENOSA GAS

2528,428571

1028,571429

CAMEROS-2

MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO

BOE LEY21/74 ZONA A

01/08/199528/11/200227/11/2005

3.539,76 SHESA

Cuenca del Valle del Ebro-Ibérica-MaestrazgoCesión 25/10/2002Primera prórroga (renunciaCameros 3 y 4)Cesión BOE 13/01/04Cesión BOE 09/05/05BOE 13/08/05 RenunciaparcialCameros-2Solicitada 2ª prórroga27/11/2005

ESCAL-UGS 100 CASTOR


BOELEY 21/74

ZONA C27/09/1996

04/08/200403/08/2007

6.519,0 ESCAL-UGS

Cuenca del MediterráneoNorteCesión BOE 13/01/04Primera prórroga

RIPSAPETROLEUM

955

TORTUGA


BOELEY 21/74

ZONA C19/10/1996

05/11/200404/11/2007

21.903,84 RIPSACuenca del MediterráneoNorte-Primera prórrogaCesión BOE 13/01/04

SHESA 100LOQUIZUREDERRA


BOELEY 21/74ZONA A

28/12/199622/02/0321/02/06

2.032,7216.687,44

SHESA

Cuenca del CantábricoCentroPrimera prórrogaCesión BOE 22/06/2005

PETROLEUM 100 EL JUNCAL


BOELEY 34/98

28/03/199829/03/199828/03/2004

13.604,0 PETROLEUM

Cuenca del Valle delGuadalquivir-Cambio a Ley34/98- Modificación programatrabajos

RIPSARWE

7525

CALYPSOESTECALYPSOOESTE


BOELEY 34/98

18/01/200219/1/200218/1/2008

75.812,082,704,0

RIPSACuenca del Golfo de CádizPresentada solicitud derenuncia 08/06/2005

RIPSAWOODSIDERWE

503020

CANARIAS-1CANARIAS-2CANARIAS-3CANARIAS-4CANARIAS-5CANARIAS-6CANARIAS-7CANARIAS-8CANARIAS-9


BOELEY 34/98

23/01/200224/1/200223/1/2008

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 TribunalSupremo sobre anulaciónparcial del Real Decreto deotorgamiento de lospermisos

NORTHERN 100 HUÉRMECES C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008

12.078,0 NORTHERNCuenca del CantábricoBurgalés

212

Petr

óle

o

Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2005 (Continuación)


%Permisos

Administración


Fecha de

Publicación

Período

Vigencia

Superficie


NORTHERN 100VALDERRE-DIBLE

C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008


ENAGAS 100SANTABÁRBARA

C.A. CASTILLALA MANCHA

DOCM 28/01/200229/01/200228/01/2008

39.114,0 ENAGAS

Solicitada la Concesión deExplotación Yela alMinisterio de Industria 01-06-2005/Cuenca deMadrid

RIPSA 100LUBINA-1LUBINA-2


BOELEY 34/98

21/02/200222/02/200221/02/2008

65.190,068.449,5

RIPSACuenca del MediterráneoNorte

BGINTERNATIONALB.V.

100

AGUILAIBISFLAMENCOCORMORANGORRIONHALCONGARCETA


BOELEY 34/98

02/03/200203/03/200202/03/2008

81.487,594.525,578.996,098.073,098.745,097.785,098.073,0

BG

Cuenca del MediterráneoNorteBOE 01/01/2005 modificalos plazos del programa detrabajos e inversionesBOE 25/02/2005corrección de erroresSolicitada a finales dejulio de renuncia total

HERITAGEPETROLEUM PLC

100 MIERESPRINCIPADO DE

ASTURIASBOPA 19/04/2002

20/04/200219/04/2008

37.482,0HERITAGE

PETROLEUMPLC

Cuenca Asturiana

HERITAGEPETROLEUM PLC

100 GIJÓNPRINCIPADO DE


30/11/200229/11/2008

20.896,0HERITAGE

PETROLEUMPLC

Cuenca Asturiana

RIPSARWE

7525

CIRCE


BOE 21/06/200313/06/200312/06/2009

82.704,0 RIPSA

Cuenca del Golfo de CádizCesión BOE 13/01/04Presentada solicitudrenuncia 08/06/2005

PETROLEOMRIPSA

6040

MARISMAMARINONORTE


BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009

20.406,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz

PETROLEOMRIPSA

6040

MARISMAMARINO SUR


BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009

13.784,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz

RIPSA 100 BALLENA 1


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

99.504,0 RIPSA

Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos delprograma de trabajos einversiones BOE09/05/2005

RIPSA 100 BALLENA 2


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

93.285,0 RIPSA


RIPSA 100 BALLENA 3


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

93.285,0 RIPSA


RIPSA 100 BALLENA 4


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

93.285,0 RIPSA


213

Petr

óle

o



%Permisos

Administración


Fecha de

Publicación

Período

Vigencia

Superficie


RIPSA 100 BALLENA 5


BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009

99.504,0 RIPSA


SERICAENERGÍAIBÉRICA S.L.

100 ABIEGO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

37.926,0SERICA

ENERGÍAIBÉRICA S.L.

Cuenca Pirineo Occidental


100 PERALTILLA C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

25.484,0SERICA




100 BARBASTRO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

38.126,0SERICA




100 BINÉFAR C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009

25.684,0SERICA



RIPSA 100SIERRASAGRA


BOE 04/12/200305/12/200304/12/2009

101.570,0 RIPSACuenca BéticaSolicitada renuncia totalen diciembre de 2005

RIPSA 100 MURCIA B C.R. MURCIA BORM 30/12/200331/12/200330/12/2009

40.260,0 RIPSA Cuenca Bética

RIPSA 100 MURCIA A C.R. MURCIA BORM 31/12/200301/01/200431/12/2009

26.840,0 RIPSA Cuenca Bética

RIPSA 100 SIROCO A


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

41.352,0 RIPSA

Cuenca Bética-Mar deAlborán Modificaciones art. 2Medioambiente BOE 15/04/2005

RIPSA 100 SIROCO B


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

82.704,0 RIPSA


RIPSA 100 SIROCO C


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

82.704,0 RIPSA


PETROLEUM 100NARANJA-LEJO


BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010

10.203,0 PETROLEUM

Cuenca del Golfo de CádizModificación art. 2Medioambiente BOE 15/04/2005

HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO

100 LAVIANAPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010

12.552,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO

Cuenca Asturiana


100 LIERESPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010


Cuenca Asturiana

las costas de la provincia de Málaga. La compañía

solicitante fue Repsol Investigaciones Petrolíferas,

S.A. Por lo que se refiere a permisos en cuencas

terrestres se solicitaron tres. El permiso “Ebro A”

situado entre las Comunidades Autónomas de La

Rioja y País Vasco fue solicitado por la Sociedad de

Hidrocarburos de Euskadi S.A., Unión Fenosa Gas,

Teredo Oils Limited y Nueva Electricidad del

214

Petr

óle

o



%Permisos

Administración


Fecha de

Publicación

Período

Vigencia

Superficie



100 CAMPOMANESPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010


Cuenca Asturiana


100 MONSACROPRINCIPADO DE


20/03/200419/03/2010


Cuenca Asturiana

NORTHERN 100BASCON-CILLOS H

C.A. CASTILLA YLEÓN

BOCYL 08/06/200409/06/200408/06/2010


HUNTOILCOMPANY

100 CACHALOTE 1


BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011

76.437,5HUNT OILCOMPANY

Golfo de VizcayaSolicitada cesión a SHESAdel 12,5% BOE 15/07/2005Corrección de errores

HUNTOILCOMPANY

100 CACHALOTE 2


BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011



HUNTOILCOMPANY

100 CACHALOTE 3


BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011



HUNTOILCOMPANY

100 CACHALOTE 4


BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011



HUNTOILCOMPANY

100 CACHALOTE 5


BOE 07/04/200508/04/200507/04/2011



ENA GAS 100 REUSGENERALIDAD DE

CATALUÑADOGC 28/10/2005

29/10/200528/10/2011

25.684,0 ENA GAS Cuenca Costero Catalana

CEPSA 100VALLFOGONAESTE

GENERALIDAD DECATALUÑA

DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011

88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental

CEPSA 100VALLFOGONAOESTE

GENERALIDAD DECATALUÑA

DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011

88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental

Fuente: CNE.

Gas, S.A. El permiso Angosto 1, situado entre el

norte de la provincia de Burgos y la Comunidad

Autónoma de Cantabria lo fue por la Sociedad de

Hidrocarburos de Euskadi S.A., Cambria Europe

Inc. sucursal en España y Heyco Energy Holdings

Ltd. Por último el permiso Enara, situado entre las

Comunidades Autónomas de Castilla y León y País

Vasco, tuvo como único solicitante a la Sociedad de

Hidrocarburos de Euskadi S.A.

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 Comu-

nidades Autónomas también son competentes en

el otorgamiento de permisos de investigación.

Mientras que en 2004 se solicitaron cuatro permi-

sos de investigación autonómicos, tres de ellos en

la Comunidad Autónoma de Cataluña y uno en la

de Andalucía aún pendiente de otorgamiento

denominado “Marismas D” y solicitado por Petro-

leum Oil and Gas España, S.A., en 2005 no se ha

solicitado ninguno. Quedan sin embargo por otor-

gar cuatro permisos cuyos anuncios aparecieron

publicados en 2003 en el Boletín de la Comunidad

Autónoma de Andalucía. Se trata de los permisos

denominados Juncal Este, Sevilla Sur, Romeral

Este y Romeral Sur, solicitados por Petroleum Oil

and Gas España, S.A.

Desde la promulgación de la Ley 34/98 se han

otorgado un total de 61 permisos de investigación.

De ellos cuarenta y dos fueron otorgados por la

Administración Central habiendo habido compe-

tencia en doce permisos, siete de ellos en 2002,

cinco en 2003 y ninguno en 2004 y 2005.

En 2005 la Administración Central otorgó cinco

permisos todos ellos marinos. Los cinco lo fueron

a Hunt Spain Exploration Company, S.L., titular

única y por lo tanto operadora de los permisos de

investigación en el Golfo de Vizcaya denominados

Cachalote 1, 2, 3, 4 y 5. Estos permisos tienen el

límite norte en la línea divisoria con aguas france-

sas teniendo la titular asimismo permisos de inves-

tigación en aguas francesas al otro lado de dicha

línea de demarcación.

Cataluña fue la única Comunidad Autónoma que

otorgó permisos de investigación en 2005. Fueron

en total tres. El primero de ellos es el denominado

Reus que se le adjudicó a la compañía Enagás y los

otros dos llamados Vallfogona Este y Oeste a la

compañía Cepsa.

En tierra las zonas de investigación de mayor inte-

rés se siguen centrando en la Cuenca Cantábrica y

en el Valle del Guadalquivir, si bien los permisos

Vallfogona Este y Oeste situados en la cuenca del

Pirineo Oriental y los de la cuenca del Pirineo

Occidental en Aragón que fueron otorgados en

2003, así como los Laviana, Lieres, Campomanes

y Monsacro en Asturias otorgados en 2004, abren

nuevas expectativas. En el ámbito marino, las

zonas de investigación de mayor interés se centran

en el Cantábrico Asturiano, el Golfo de Cádiz, Mar

de Alborán, offshore profundo de Canarias y la tra-

dicional del Mediterráneo Norte, abriéndose nue-

vas posibilidades con los permisos Cachalote en el

Golfo de Vizcaya.

b) Concesiones de explotación

Las concesiones de explotación vigentes en tierra

y en mar en 2005 son las que figuran en los cua-

dros 2.1.2. y 2.1.3.

215

Petr

óle

o

216

Petr

óle

o

Cuadro 2.1.2. Concesiones de Explotación vigentes 2005. Tierra

EmpresasParticipación

%Concesiones

BOE deOtorgamiento

PeríodoVigencia

Superficie(Ha)

Operador Observaciones

NORTHERNPETROLEUMTEREDO 2

452530

LORA31/01/1967LEY 21/74ZONA A

31/01/196730/01/2017

10.619,29 NORTHERN Cuenca del Cantábrico Burgalés

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 C214/07/1988LEY 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

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 utili-

zando 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 Serra-

blo, situada al norte de la provincia de Huesca

sigue siendo utilizada en la actualidad como alma-

cenamiento 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 Tarra-

gona. Las concesiones Poseidón, en el Golfo de

Cádiz, son productoras de gas. Dentro de la

Cuenca del Golfo de Vizcaya, la concesión Alba-

217

Petr

óle

o

Cuadro 2.1.3. Concesiones de explotación vigentes 2005. Mar

EmpresasParticipación

%Concesiones

BOE deOtorgamiento

PeríodoVigencia

Superficie(Ha)

Operador Observaciones

RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA

67,35297,500017,64717,5000

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: 1.110Ha. a Unitización con CASABLANCACesión del 24/02/2004

RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA

68,6700489,460312514,4721407,39750

UNITIZACIÓNCASABLANCA-MONTANAZO D

25/96/1980LEY 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

7.970,003.234,00

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 13/08/05

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 13/08/05

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

444,50 RIPSA

Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 266,76 Ha. aCASABLANCA y 266,76 Ha. a ANGULACesión del 24/02/2004

Fuente: CNE

tros 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.

c) Variaciones de Dominio Minero

En relación con la evolución del dominio minero

en permisos de investigación en el 2005 conviene

destacar que:

– Desde la promulgación de la Ley 34/98 se han

otorgado 61 permisos de investigación. Todos

los permisos otorgados hasta el año 1998 inclu-

sive y en vigor a 31 de diciembre 2005, se

siguen rigiendo por la Ley 21/74 ya que para

ninguno se tiene constancia de que se haya soli-

citado la aplicación de la Disposición Transito-

ria 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 extinción de los permisos terrestres de Mon-

tija, Maltranilla, Respaldiza, Lezama, Losa, San

Millán y Frías de YCI, Cambria y Shesa, situa-

dos en la cuenca del Cantábrico Centro-Norte

burgalés.

– La extinción del permiso terrestre de Bricia de

YCI, Cambria, Shesa, Nuelgas y Petroleum

situado en la cuenca del Cantábrico burgalés.

– La renuncia total del permiso terrestre de Arcera

de Shesa, Nuelgas y Petroleum situado en la

cuenca del Cantábrico burgalés.

– La renuncia total del permiso terrestre de Came-

ros-1 de Shesa, Teredo, Unión Fenosa Gas y

Nuelgas situado en la cuenca del Valle del Ebro-

Ibérica-Maestrazgo.

– La renuncia parcial de superficie en el permiso

terrestre de Cameros-2 de Shesa, Teredo, Unión

Fenosa Gas y Nuelgas situado en la cuenca del

Valle del Ebro-Ibérica-Maestrazgo.

– La cesión en los permisos Cameros 1 y 2 de la

participación de Petroleum Oil and Gas (15%) y

Hope (15%) a Unión Fenosa Gas y Teredo.

– La cesión en los permisos Loquiz y Urederra de

Petroleum Oil and Gas a Shesa del 65% de la

participación.

– 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 hidrocarbu-

ros 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 protec-

ción medioambientales ni el plan de restaura-

ción adecuado al plan de labores propuesto. El

Tribunal anuló el Real Decreto en lo que se

refiere a las labores proyectadas en el año ter-

cero a sexto. En el Consejo de Ministros del 11

de febrero de 2005, el Gobierno estudió el

asunto y aplazó su decisión sobre la continua-

ción de dicho plan de labores para 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 2005.

– Desistimiento del permiso de investigación

Angosto en junio 2005 y nueva solicitud por

parte de las mismas compañías Shesa, Cambria

y Heyco del Angosto-1.

218

Petr

óle

o

En relación con la evolución del dominio minero

en concesiones en el 2005 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 Hidrocar-

buros por la que se rigen actualmente.

– En el transcurso de 2005 no ha existido ningún

otorgamiento de nuevas concesiones de explota-

ción 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.

– En 2005 se produjo la cesión de un 24% de la

participación de Nuelgas a Petroleum Oil and

Gas en las concesiones de explotación terrestres

de El Romeral 1, 2 y 3.

– También se produjo la renuncia parcial de

superficie en las concesiones marinas Poseidón

Norte y Sur de RIPSA (Repsol Investigaciones

Petrolíferas S.A.) situadas en la cuenca del

Golfo de Cádiz. La primera pasó de tener

34.460 hectáreas a 10.751,52 y la segunda de

34.460 a 3.583,84.

2.1.2. Actividades

a) Geofísica

Se ha apreciado un aumento de la actividad geofí-

sica marina 3D en 2005 respecto a 2004. Se efec-

tuaron campañas sísmicas marinas en el permiso

Castor de ESCAL-UGS, S.L. cuya compañía con-

tratista fue CGG y en los siguientes permisos de

Repsol Investigaciones Petrolíferas S.A.: Lubina 1

y 2 en la cuenca del Mediterráneo Norte, Ballena

1 a 5 en la cuenca Astur Santanderina y Siroco A,

B y C en la cuenca Bética-Mar de Alborán. En

todas estas campañas la compañía contratista fue

PGS.

En 2005 no se han efectuado trabajos de sísmica

especulativa en áreas libres ni campañas terrestres.

b) Sondeos

Se finalizaron en España tres sondeos en el año

2005.

En lo que se refiere a sondeos marinos, ESCAL-

UGS, S.L. comenzó en diciembre de 2004, frente

a la costa de Castellón el sondeo marino Castor-1

en el permiso del mismo nombre. La unidad utili-

zada fue la plataforma semisumergible Bredford

Dolphin y finalizó en enero de 2005. La finalidad

del mismo fue evaluar una estructura para almace-

namiento subterráneo. El sondeo Fornax-1 se

comenzó en enero y finalizó en marzo. Fue perfo-

rado por British Gas Internacional, B.V. en el per-

miso Águila por la misma unidad de perforación y

tuvo un resultado negativo.

En cuanto a sondeos en tierra, Repsol Investiga-

ciones Petrolíferas S.A terminó el sondeo Murcia

B-1 en el mes de octubre, con resultado negativo,

en el permiso autonómico Murcia B.

219

Petr

óle

o

2.1.3. Producción en España

Crudo

El siguiente gráfico indica la evolución de la pro-

ducción mensual de crudo en 2005. La producción

de crudo en España en el año 2005 continuó la ten-

dencia decreciente de los últimos años con excep-

ción de 2003 en el que destacó el buen comporta-

miento de Casablanca. Así, la producción de crudo

en el año 2005 fue de 1,2 millones de barriles, lo

que supone un descenso del 34% respecto a la pro-

ducción del año 2004, que fue de 1,9 millones de

barriles.

En todas las concesiones la producción de crudo

ha seguido la tendencia decreciente de 2004. Los

reducidos niveles de inversión en periodos anterio-

res han afectado considerablemente al ritmo explo-

ratorio y de descubrimientos, llegando a alcanzar

únicamente un grado de autoabastecimiento de

alrededor de 0,2% de crudo en 2005, cifra inferior

al 0,4% del año 2004 y al 0,6% del año 2003.

Gas

En relación con la producción de gas natural de

origen nacional, se produjeron en el año 2005, 171

millones de metros cúbicos, lo que supone un des-

censo del 53% frente al año 2004, que tuvo una

producción de gas de 365 millones de metros cúbi-

cos. El descenso ha sido generalizado en todas la

concesiones y en Poseidón, que supone un 82% del

total del gas natural que se extrae en España, la

producción descendió más del 55% frente al año

2004.

220

Petr

óle

o

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 2005

Fuente: CNE.

221

Petr

óle

o

25.000.000

20.000.000

15.000.000

10.000.000

5.000.000

0

m3


Marismas El RuedoPoseidón Las Barreras El Romeral

Gráfico 2.1.2. Producción mensual de gas en 2005

Fuente: CNE.

3.000,0

2.500,0

2.000,0

1.500,0

1.000,0

500,0

0,0

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

Gráfico 2.1.3.: Producción anual de gas y crudo

Fuente: CNE.

Evolución histórica

El gráfico 2.1.3. indica la evolución de la produc-

ción 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).

2.1.4. Almacenamiento

Los almacenamientos subterráneos de hidrocarbu-

ros 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 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 subterrá-

neas como un recurso de la sección B), referente a

minerales, de dicha ley.

222

Petr

óle

o

Cuadro 2.1.4.: Almacenamiento subterráneo en Gaviota en 2005

Fuente: CNE

GAVIOTANm3

INYECCIÓN EMISIÓN

ACUMULADO

MES INYECCIÓN EMISIÓN

a 31/12/2004 3.925.182.536 2.651.123.267

ENERO 0 118.446.351 3.925.182.536 2.769.569.618

FEBRERO 0 153.446.314 3.925.182.536 2.923.015.932

MARZO 29.171.311 98.194.782 3.954.353.847 3.021.210.714

ABRIL 82.398.620 0 4.036.752.467 3.021.210.714

MAYO 119.083.866 0 4.155.836.333 3.021.210.714

JUNIO 88.535.962 0 4.244.372.295 3.0221.210.714

JULIO 109.296.725 0 4.353.669.020 3.021.210.714

AGOSTO 135.563.081 0 4.489.232.101 3.021.210.714

SEPTIEMBRE 120.784.693 0 4.610.016.794 3.021.210.714

OCTUBRE 132.291.980 0 4.742.308.774 3.021.210.714

NOVIEMBRE 23.845.491 40.648.669 4.766.154.265 3.061.859.383

DICIEMBRE 0 89.927.222 4.766.154.265 3.151.786.605

TOTAL 840.971.729 500.663.338 4.766.154.265 3.151.786.605

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 explota-

ción de los yacimientos y la utilización de éstos y

otras estructuras subterráneas, como almacena-

mientos de cualquier tipo de hidrocarburos dado

que las técnicas de investigación y desarrollo utili-

zadas en los dos casos son idénticas y las proble-

máticas similares.

En España existen dos almacenamientos subterrá-

neos de gas natural, Serrablo y Gaviota. La conce-

sión 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 2005 fueron los expuestos en el cua-

dro 2.1.4, en página anterior.

2.1.5. Inversiones

Los resultados del último año de referencia, 2004,

reflejan que 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 ten-

dencia constantemente decreciente casi desde

1986. En el periodo 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 de entorno a los 50 millones.

En 2004 la inversión ha descendido hasta 18 millo-

nes de euros por el bajo nivel de actividad regis-

trado. Esta tendencia no debería en principio con-

tinuar en 2005 debido a los compromisos adquiri-

dos en los nuevos permisos otorgados por la

Administración Central y las solicitudes pendien-

tes. En cualquier caso las inversiones totales en

exploración en 2004, 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 han descendido

considerablemente desde 2002. De los 40 millones

de euros de 2001 se ha pasado a 6,5 en 2004 al

haberse finalizado la campaña de desarrollos offs-

hore del Mediterráneo y no haberse producido des-

cubrimientos significativos 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.

223

Petr

óle

o

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 lito-

ral; las refinerías peninsulares están conectadas a

la red de oleoductos de productos.

La capacidad de refino total instalada en España a

finales de 2005 alcanzó los 65,6 millones de tonela-

das/año (MTm/año), incluida ASESA, dedicada

exclusivamente a la producción de asfaltos. Por su

parte, la capacidad anual de conversión por unida-

des ha aumentado en 2005 gracias al incremento de

capacidad del hydrocracker de la refinería de Tarra-

gona (hasta los 2,45 MTm/año) y a la puesta en

marcha de la unidad de Mild-Hydrocracker de la

refinería de La Coruña (1,4 MTm/año). Incluyendo

todas estas mejoras el FCC equivalente alcanza en

2005 los 23,08 MTm/año (+5,16% vs 2004).

Las inversiones en desulfuración continuaron cre-

ciendo, para cumplir las nuevas especificaciones

exigibles a los productos petrolíferos. Se concentra-

ron sobre todo en la desulfuración de naftas,

pasando de 9,5 MTm/año a 10,9 MTm/año

(+14,7%). También han crecido (+5,8%) las inver-

siones en desulfuración de destilados medios, alcan-

zando una capacidad final de 27,5 MTm/año. Con

estas inversiones, la capacidad de desulfuración

representa ya un 58,5% de la capacidad de refino.

El total de materia prima procesada en las refinerías

españolas en el año 2005 aumentó hasta los 60,9

millones de toneladas (MTm), 0,844 MTm más que

en el año 2004. Como se observa en el gráfico 3.1.2,

la media mensual de materia prima procesada ha

3. Refino

225

Petr

óle

o

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.

aumentado un 1,4% respecto a 2004 (pasando de

5,005 MTm en 2004 a 5,075 MTm en 2005). A su

vez, en 2005 la utilización de la capacidad de refino

ha sido 2,9 puntos porcentuales superior a la del año

anterior (89,6% en 2004 y 92,5% en 2005).

Del total del crudo procesado, únicamente 166

miles de toneladas provienen de producción inte-

rior (-34,9% vs 2004); el resto del crudo procesado

procede de importaciones con origen en África

(36,3%), Oriente Medio (24,9%), Federación Rusa

y Ex Republicas Soviéticas (16,8%), Europa

(14,8%) y América (7,2%).

En 2005 continúan aumentando los márgenes

medios para una refinería europea de tipo Crac-

king (50% MED Ural /50% NWE Brent) situán-

dose en 5,58 US$/Bbl. Por el contrario, para la

configuración Hydroskimming los márgenes se

mantienen en valores negativos (-0,52 US$/Bbl).

En España, siguiendo la tendencia de los márgenes

europeos en la configuración Cracking, el margen

medio se incrementó en 2005 hasta situarse en

4,62 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 refine-

ría de PETRONOR. Por su parte, el grupo CEPSA

es titular de tres refinerías con una capacidad total de

aproximadamente 21,5 MTm/año. Por último, BP

OIL ESPAÑA dispone de una capacidad en territo-

226

Petr

óle

o

5,5

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2004 2005 Media 2004 Media 2005


6,0

Gráfico 3.1.2. Materia prima procesada en refinerías españolas 2004-2005Datos en millones de toneladas

Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.

227

Petr

óle

o

6,0

50

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

–1,0

UE Crack UE Hydros España (1)

2001 2002 2003 2005 (2)2004 (2)

Gráfico 3.1.3. Márgenes de refino España y Unión Europea 2001-2005 (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 2005

Datos en porcentaje

Fuente: CNE.

rio español de 6 MTm/año. Además, ASESA, parti-

cipada 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

PETRÓLEOS DEL NORTE (PETRONOR), socie-

dad en la que participa con un 85,98%. La primera

es titular de cuatro refinerías en Cartagena (Mur-

cia), La Coruña, Puertollano (Ciudad Real) y Tarra-

gona, mientras que la segunda es titular de una refi-

nería 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 refinería 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. Dis-

pone de una capacidad de almacenamiento de

materias primas de 1.927 miles de toneladas y de

1.205 miles de m3 de productos.

Refinería de La Coruña: Se trata de una refine-

ría 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 819 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).

Durante el primer semestre del año 2004 se puso en

marcha una unidad de Mild-hydrocracker con una

capacidad de 1.800 miles de toneladas anuales. Dis-

pone, además, de una capacidad de almacenamiento

de materias primas de 1.090 miles de toneladas y de

821 miles de m3 de productos.

Refinería de Tarragona: Tiene su área de influen-

cia 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 Hydrocrac-

ker y cuenta con una capacidad de refino de 8

millones de toneladas/año (MTm/año). Dispone de

una capacidad de almacenamiento de materias pri-

mas de 1.239 miles de toneladas y de 1.137 miles

de m3 de productos.

Refinería de Muskiz: Está conectada por oleo-

ducto a los atraques portuarios de uno de los puer-

tos de mayor calado de Europa. Se trata de una

228

Petr

óle

o

refinería con un esquema de conversión (Refor-

mado, FCC, Viscorreducción y Mild-hydrocrac-

ker) y una capacidad de destilación de 11 millones

de toneladas al año (MTm/año). Dispone de una

planta de producción de asfalto de capacidad de

260.000 Tm/año. Su capacidad de almacenamiento

es de 1.091 miles de toneladas para materias pri-

mas y 1.025 miles de m3 de productos.

CEPSA

El Grupo CEPSA es titular de tres refinerías: Tene-

rife, 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

posibilitan tanto la descarga de crudo como la

salida de productos terminados. Se trata de una

refinería Hydroskimming con una capacidad de

destilación 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. Adicional-

mente, cuenta con una capacidad de almacena-

miento de materias primas de 408 miles de tonela-

das 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 Refor-

mado, FCC y Viscorreducción. Se encuentra inte-

grada dentro de un polo petroquímico y dispone de

una planta de producción de lubricantes (propiedad

de LUBRISUR, sociedad participada en un 65%

por CEPSA) con una capacidad de 220.000 Tm/año.

Dispone de una capacidad de almacenamiento de

796 miles de toneladas de materias primas y de

1.058 miles de m3 de productos.

Refinería de La Rábida: Situada en Palos de la

Frontera (Huelva), cuenta con un terminal marí-

timo 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,

además, con una planta petroquímica para la pro-

ducción de benceno y ciclohexano de 185.000

Tm/año de capacidad y una planta para la fabrica-

ción de aceites lubricantes y asfaltos con una capa-

cidad de producción anual de más de 192.000

Tm/año y 372.000 Tm/año, respectivamente. 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 tonela-

das/año (MTm/año). Cuenta con una planta de

producción de asfaltos con una capacidad de

250.000 Tm/año. Además, dispone de una capaci-

dad de almacenamiento de 626 miles de m3 de

crudo y de 771 miles de m3 de productos.

229

Petr

óle

o

Refinería de La Coruña

En agosto de 2005 comenzó la puesta en marcha

de la unidad de hidrotratamiento de carga al FCC

(HDT) con una capacidad de 1,4 MTm/año.

Refinería de Tarragona

Con el objetivo de cumplir las especificaciones de

las gasolinas en 2005, en lo referido a contenidos

aromáticos (máx. 35%), se inició la puesta en mar-

cha de la unidad de isomerización. También se

consolidó el incremento de capacidad en el hydro-

cracker de hasta 1,6 MTm/año, totalizando con el

hydrocracker más antiguo, una capacidad de 2,45

MTm/año.

Refinería de Muskiz

En 2005, comenzó la puesta en marcha de la planta

de desulfuración de Naftas de FCC con capacidad

de 850 miles de Tm/año.

CEPSA

La compañía ha realizado diferentes inversiones

de mejora en sus tres refinerías, por un monto total

de 114 millones de euros (M€), de los cuales el

59,8% fueron destinados a la refinería de Gibral-

tar, el 25,6% a la refinería de Tenerife y el restante

14,6% a la refinería de La Rábida. La mayoría de

estas inversiones fueron destinadas para la mejora

de las actividades de refino.

BP OIL ESPAÑA

BP OIL ESPAÑA, durante el año 2005 no ha rea-

lizado inversiones en más plantas de proceso en la

refinería de Castellón.

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.

230

Petr

óle

o

Cuadro 3.2.1. Capacidad de almacenamiento de lasrefinerías españolas a 31-12-2005

Materias Productos (*)primas (Tm) (m3)

Cartagena 1.927.023 1.204.600

La Coruña 818.509 649.800

Puertollano 1.090.380 820.500

Tarragona 1.238.600 1.136.800

Bilbao 1.091.417 1.024.900

Repsol YPF 6.165.929 4.836.600

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 626.000 771.200

BP 626.000 771.200

(*) Incluye GLP.

Fuente: Refinerías.

3.3. Inversiones en la actividad de refino enEspaña

REPSOL YPF

El Grupo REPSOL YPF ha realizado inversiones

relevantes en sus refinerías de La Coruña, Tarra-

gona y Muskiz.

4.1. Marco Sectorial

El Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, intro-

dujo importantes novedades en el marco regulador

de la obligación de mantenimiento de existencias

mínimas de seguridad a fin de adaptarlo a la Ley

34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocar-

buros. Estas novedades afectan, en el ámbito de los

productos derivados del petróleo, al periodo de

cómputo de la obligación de mantenimiento de

existencias mínimas, a la ampliación de las posibi-

lidades de conversión de crudos y semirrefinados

en productos para el cómputo de dichas existen-

cias, a la posibilidad de mantenimiento tanto en

régimen de propiedad como a plena disposición

del sujeto obligado en virtud de contratos de arren-

damiento o al desarrollo de las obligaciones de


dad de GLP.

Pero quizá el aspecto más importantes 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 res-

pecto, el Real Decreto 1716/2004 se remitía a un

posterior desarrollo normativo mediante Orden

Ministerial para la determinación del calendario de

ampliación de reservas estratégicas a cargo de

CORES. Dicha Orden fue finalmente aprobada en

marzo de 2005 (Orden ITC/543/2005, de 3 de

marzo, sobre cuyo borrador se emitió el informe

CNE 5/2005, Ref. web:6/2005), la cual prevé que

este proceso de adaptación del volumen de reser-

vas estratégicas deberá estar culminado antes del

31 de diciembre de 2007.

Por su parte, el 25 de octubre de 2005 se publicó

en el BOE la Orden ITC/3283/2005, de 11 de octu-

bre (sobre cuyo borrador se emitió igualmente el

correspondiente informe CNE, Ref. web:

27/2005), que viene a desarrollar las previsiones

que se establecen en el RD 1716/2004, respecto a

la información que deben remitir los sujetos obli-

gados al mantenimiento de existencias mínimas de

seguridad de productos petrolíferos y gas natural y

a la diversificación del suministro de gas natural,

así como a las funciones inspectoras a desempeñar

por CORES en esta materia, sustituyendo la ante-

rior regulación contenida en la Orden de 20 de

diciembre de 1995, que queda derogada.

Finalmente, también es importante destacar que, a

petición de la Agencia Internacional de Energía,

para responder al desabastecimiento temporal de

los mercados petrolíferos producidos como conse-

cuencia de los daños causados por el huracán

Katrina, España, mediante Acuerdo del Consejo de

Ministros de 8 de septiembre de 2005, se adhirió a

un mecanismo de respuesta conjunta, rebajando

con carácter transitorio, en una cuantía equivalente

a 70.000 barriles/día, la obligación de manteni-

miento de existencias mínimas de seguridad de

gasolinas y destilados medios de los sujetos obli-

gados.

Fuera ya del marco regulatorio cabe reseñar la

puesta en marcha durante el ejercicio 2005 de dos

nuevos parques de almacenamiento ubicados en

Motril (Granada) y Cartagena (Murcia), titularidad

del Grupo FELGUERA, con una capacidad total

de almacenamiento de 175.000 m3.

4. Logística de productos petrolíferos en España

231

Petr

óle

o

4.2. La actividad logística en España

Actividad de CLH

El sistema logístico de la COMPAÑÍA LOGÍS-

TICA DE HIDROCARBUROS CLH, S.A. conti-

núa siendo el más relevante en España. Contaba a

31 de diciembre de 2005 con 3.475 km de oleo-

ductos de productos, 38 instalaciones de almace-

namiento y 30 instalaciones aeroportuarias, así

como con dos buques-tanque ajenos para transpor-

tes insulares (fletados actualmente en régimen de

“time charter”) y con gabarras destinadas al servi-

cio 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 cen-

tros de almacenamiento ubicado cerca de los pun-

tos de consumo. Dispone de un sistema de control

232

Petr

óle

o

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

GRANADA

ALMERÍAMOTRIL

MÁLAGA

ALGECIRAS

SEVILLAHUELVA

ROTA

POLIDUCTO (3.475 km)ALMACENAMIENTO (38)AEROPUERTO (30)

Gráfico 4.2.1. Logística de CLH

Fuente: CLH.

basado en comunicaciones vía satélite, centrali-

zándose, desde un dispatching o centro de control,

los diferentes equipos y parámetros que configu-

ran 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 2005, las salidas totales de produc-

tos del sistema de CLH ascendieron a 40,1 millo-

nes de toneladas, un 1,36% por encima de las

registradas en 2004. Esta variación se explica,

principalmente, por un incremento de las salidas

de gasóleos (+3,8%) y querosenos de aviación

(+8,53%) y a pesar del descenso de la actividad en

otros productos, como las gasolinas (-6,31%) y

fuelóleos (-17,67%).

Respecto a la actividad de los medios de trans-

porte, el transporte por oleoductos, el medio más

representativo, aumentó su actividad un 7,6%,

mientras que los otros medios experimentaron un

descenso del 33,6% en el caso de los buques-tan-

que y del 47,3% en el de los camiones-cisterna.

En cuanto al reparto de los stocks de la compañía,

las existencias de CORES representaban a

31/12/2005 el 45,6% de las existencias almacena-

das, las existencias operativas el 27%, las existen-

cias mínimas de seguridad el 22,4% y las existen-

cias de la compañía el restante 5%. Las existencias

totales almacenadas a 31 de diciembre de 2005

eran un 34,2% superiores a las almacenadas en la

misma fecha de 2004.

233

Petr

óle

o

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 (3.475 km)

CEUTA MELILLA

REFINERÍA

OLEODUCTO REPSOL YPF (358 km)

TENERIFE

Gráfico 4.2.2. Logística básica en España a 31/12/2005

Compañía Inst. km3

CLH* 68 5.949DECAL 2 695MEROIL 1 386TEPSA 3 368EUROENERGO 1 333FORESTALAT 1 260DISA 7 208TERQUIMSA 2 204DUCAR 2 194PETROCAN 2 193T. CANARIOS 4 176G. FELGUERA 2 175ESERGUI 1 150PTROVAL 1 139SARAS 1 103ATLAS 2 71FORESA 1 68SHELL 1 62AGIP 1 56TEXACO 1 55CMD 4 45TERQUISA 1 30CEPSA AVIAC 3 423 COMPAÑIAS 112 9.924 Fuente: CNE.

*No incluida la instalación de Valencia Puerto (162 Km3) por cese de actividad el 31/12/2005

Las inversiones efectuadas por CLH durante el

ejercicio 2005, 96.457 miles de euros (k€), fueron

un 11,1% superiores a las del año anterior. Este

aumento se debe esencialmente a las inversiones

en instalaciones de almacenamiento, que significa-

ron un 61% del total; el resto de inversiones se dis-

tribuyeron entre medios de transporte (35%) y

otras inversiones (4%). Los principales proyectos

de inversión acometidos en dicho ejercicio fueron

la sustitución de tuberías enterradas en las instala-

ciones de almacenamiento de San Roque (Cádiz),

Navarra y Torrejón (Madrid), la construcción de

una planta piloto para mezcla de gasolina y etanol

en la instalación de almacenamiento de Villaverde

(Madrid), la adecuación de tanques de almacena-

miento de Gasolina 97 I.O. en 15 instalaciones

para almacenar gasóleo A-10 y otros productos

(otras 2 serán adaptadas en 2006), la remodelación

de las tuberías de descarga de buques-tanque en la

instalación de almacenamiento de Huelva y, en

relación con los planes de interconexión con otras

logísticas, la finalización del proyecto de estación

de bombeo para TERQUIMSA en Tarragona y del

tramo de tuberías del enlace entre las instalaciones

de almacenamiento en Huelva de CLH y DECAL.

Logística alternativa a CLH

La capacidad total de almacenamiento a 31 de

diciembre de 2005 de las compañías que prestan

servicio de almacenamiento alternativo a CLH era

de 2,965 millones de m3 (Mm3) en Península y

Baleares y de 1,008 Mm3 en Canarias, Ceuta y

Melilla. Alguna de las instalaciones de almacena-

miento situadas en Península y Baleares están

conectadas con la red de oleoductos de CLH.

DECAL ESPAÑA, S.A. cuenta con dos instalacio-

nes de almacenamiento para gasolinas y gasóleos

situadas en Huelva y Barcelona, pudiendo esta

última almacenar también fuelóleos. La instala-

ción de Barcelona está formada por 25 tanques con

capacidades comprendidas entre los 1.000 y

35.000 m3, siendo su capacidad nominal total de

445.000 m3. A fecha 31 de diciembre de 2005 se

almacenaban 45.437 m3 de gasolinas, 263.899 m3

de gasóleos y 15.772 toneladas de fuelóleos. La

instalación de Huelva dispone de una capacidad

total de 250.000 m3, dividida en 18 tanques de

capacidades comprendidas entre los 2.500 y

40.000 m3. El volumen almacenado a 31 de

diciembre de 2005 era de 20.299 m3 de gasolinas y

188.499 m3 de gasóleos.

TERMINALES PORTUARIAS S.L. posee instala-

ciones de almacenamiento de productos petrolífe-

ros en los puertos de Barcelona, Bilbao y Valencia.

En el puerto de Barcelona su capacidad nominal

de almacenamiento de productos petrolíferos

asciende a 172.399 m3, con un volumen almace-

nado a 31 de diciembre de 2005 de 1.566 m3 de

gasolinas, 18.262 m3 de querosenos, 74.115 m3 de

gasóleos, 3.204 Tm de fuelóleos y 9.623 m3 de

biocarburantes (éster metílico). En el puerto de

Bilbao (Zierbena) la compañía dispone de una

capacidad de almacenamiento de productos petro-

líferos de 184.700 m3, con un volumen de produc-

tos almacenados, a 31 de diciembre, de 735 m3 de

gasolinas, 83.657 m3 de gasóleos y 2.574 m3 de

biocarburantes. Por último, en el puerto de Valen-

cia la capacidad nominal de almacenamiento

asciende a 10.600 m3; almacenando a 31 de

diciembre de 2005 1.015 m3 de gasóleos y 4.013

Tm de fuelóleos.

TERMINALES QUIMICOS, S.A. posee dos ins-

talaciones de almacenamiento, en Tarragona y

Barcelona. La instalación de Tarragona cuenta con

234

Petr

óle

o

una capacidad de almacenamiento de productos de

194.761 m3. A 31 de diciembre de 2005 almace-

naba 10.615 m3 de gasolinas, 51.451 m3 de gasó-

leos, 987 m3 de biocarburantes (éster metílico) y

45.436 m3 de querosenos. La instalación de Barce-

lona cuenta con una capacidad total de almacena-

miento de fuelóleos de 9.190 Tm, almacenando, a

31 de diciembre de 2005, 2.054 Tm.

TERMINALES QUÍMICOS DE SANTANDER,

S.A., cuenta con una planta de almacenamiento en

el puerto de Santander, cuya capacidad de almace-

namiento de productos petrolíferos es de 30.000

m3. A 31 de diciembre de 2005 almacenaba 4.213

m3 de gasolinas y 14.638 m3 de gasóleos.

PETROLÍFERA DUCAR, S.A. cuenta con dos

instalaciones de almacenamiento, dos en Ceuta y

una en Las Palmas de Gran Canaria. Las instala-

ciones de almacenamiento (“Ducar I” y “Ducar

II”) situadas en la Ciudad Autónoma de Ceuta dis-

ponen de una capacidad nominal de almacena-

miento de 84.400 y 36.000 m3, respectivamente. A

31 de diciembre de 2005, en “Ducar I” se almace-

naban 430 m3 de gasóleos y 34.107 Tm de fueló-

leo, mientras que en “Ducar II”, se almacenaban

12.604 Tm de fuelóleos. Por su parte, la instala-

ción localizada en Las Palmas de Gran Canaria

tiene una capacidad de almacenamiento de 73.500

m3 contando, a 31 de diciembre, con 21.131 m3 de

gasóleos y 12.609 Tm de fuelóleos.

FORESTAL DEL ATLANTICO, S.A. es propieta-

ria 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 2005 estaba

constituido por 155.071 m3 de gasóleos y 32.592

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

87.814 y 2.150 m3, respectivamente. En cuanto a

las instalaciones situadas en Gran Canaria (puerto

de Las Palmas y aeropuerto de Gran Canaria) pre-

sentan unas capacidades de almacenamiento de

84.064 y 2.350 m3, respectivamente. El volumen

de productos almacenados a 31 de diciembre de

2005 en las instalaciones del puerto de Santa Cruz

de Tenerife se distribuyen en 4.073 m3 de gasoli-

nas, 19.070 m3 de gasóleos y 16.520 m3 de quero-

senos; en la instalación portuaria de Las Palmas, se

almacenaba a 31 de diciembre de 2005, 2.350 m3

de gasolinas, 7.444 m3 de gasóleos, 7.373 m3 de

fuelóleos y 15.704 m3 de querosenos. El volumen

de queroseno almacenado a 31 de diciembre de

2005 en las instalaciones aeroportuarias era de

2.121 m3 en Tenerife-Sur y 1.679 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 2005 almace-

naba 9.960 m3 de gasolinas y 62.648 m3 de gasó-

leos. La instalación cuenta con una capacidad de

150.000 m3 y está formada por 13 tanques de dife-

rentes capacidades para gasóleos y gasolinas.

PETRÓLEOS DE VALENCIA S.A.U. (filial de

GALP ENERGÍA), cuenta con tanques de almace-

namiento localizados en el puerto de Valencia con

una capacidad nominal total de 139.043 m3. A 31

de diciembre de 2005 almacenaba 21.440 m3 de

gasolinas, 26.932 m3 de gasóleos.

235

Petr

óle

o

DISTRIBUIDORA INDUSTRIAL, S.A. contaba

en diciembre de 2005 con siete instalaciones en las

Islas Canarias: Fuerteventura, Lanzarote, Gran

Canaria, La Gomera, El Hierro, La Palma y Melilla.

La capacidad total de las siete plantas, es de 36.136

m3 de gasolinas, 82.496 m3 de gasóleos, 54.390 m3

de querosenos y 34.709 Tm de fuelóleos. El volu-

men de gasolinas, gasóleos y querosenos almacena-

dos a 31 de diciembre de 2005 ascendía a 20.462,

49.355 y 36.490m3, respectivamente, a los que hay

que sumar 10.632 Tm de fuelóleos. La compañía no

ha realizado inversiones para incrementar la capaci-

dad en 2005. Sin embargo, se pueden resaltar la

modernización y mejora de la instalación de Saline-

tas (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 dis-

pone 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 2005 ascendía a 3.095 m3 de

gasolinas y 45.293 m3 de gasóleos.

CEPSA participa mayoritariamente en cuatro com-

pañías que desarrollan su actividad en las Islas

Canarias y en las Ciudades Autónomas de Ceuta y

Melilla. ATLAS S.A., tiene una instalación de

almacenamiento situada en Ceuta, cuya capacidad

total de almacenamiento de productos petrolíferos

es de 70.100 m3, almacenando a 31 de diciembre

de 2005, 2.203 m3 de gasolinas, 11.030 m3 de

gasóleos y 7.723 Tm de fuelóleos. 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 2005 almacenaba en Las

Palmas 27.700 m3 de gasóleos y 18.488 Tm de fue-

lóleos y en Santa Cruz de Tenerife 53.316 m3 de

gasóleos y 25.265 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 Fuerte-

ventura, sumando una capacidad de almacena-

miento de 45.141 m3; su volumen de productos

almacenados a 31 de diciembre de 2005 era de

23.263 m3. Por último, CEPSA AVIACIÓN, S.A.

dispone de instalaciones de almacenamiento en los

aeropuertos de Tenerife-Norte, La Palma y Melilla,

ascendiendo su capacidad de almacenamiento a

4.265 m3; a 31 de diciembre de 2005 almacenaba

2.662 m3 de productos petrolíferos.

FORESA cuenta con una planta de almacena-

miento situada en Villagarcía de Arosa (Ponteve-

dra), cuya capacidad es de 67.600 m3. A 31 de

diciembre de 2005 el volumen de producto alma-

cenado ascendía a 3.679 m3 de gasolinas, 4.214 de

gasóleos y 14.883 Tm de fuelóleos.

SHELL ESPAÑA, S.A. a diciembre de 2005

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 2005 era 24.106 m3 de gasóleos y 2.638

m3 de fuelóleos.

TEXACO, 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 2005 el volumen de producto

almacenado ascendía a 12.000 m3 de gasóleos y

9.000 Tm fuelóleos.

236

Petr

óle

o

EUROENERGO ESPAÑA, S.L. dispone de una

instalación de almacenamiento de gasolinas y gasó-

leos en Tarragona cuya capacidad asciende a

333.176 m3; a 31 de diciembre de 2005 almacenaba

47.853 m3 de gasolinas y 236.340 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



MEROIL, S.A. tiene una instalación de almacena-

miento de productos petrolíferos sita en Barcelona,

con una capacidad disponible de 385.590 m3 . A 31



El Grupo FELGUERA cuenta con dos instalacio-

nes de almacenamiento puestas en funcionamiento

durante el ejercicio 2005, una situada en Carta-

gena, con una capacidad de 110.181 m3 y la otra en

Motril con una capacidad de 64.359 m3. A 31 de

diciembre la planta de Cartagena almacenaba

109.127 m3 de gasóleos, mientras que en Motril, se

tenía almacenado a esa fecha 13.760 m3 de gasoli-

nas y 18.335 m3 de gasóleos.

4.3 Productos almacenados

La Corporación de Reservas Estratégicas de Pro-

ductos 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 míni-

mas de seguridad de productos petrolíferos, actual-

mente derogado por el Real Decreto 1716/2004

antes mencionado. La actual ley sectorial (Ley

34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocar-

237

Petr

óle

o

Productos Unidad 31-dic-04 Entradas Salidas Traspasos 31-dic-05 % variación

Gasolinas 95 s/p (N.E.) m3 632.545 1.368 –1.368 51.337 683.882 8%

Gasolina 97 I.O. s/p m3 51.337 0 –51.337 0 –100%

TOTAL GASOLINAS m3 683.883 1.368 –1.368 0 683.882 0%

Gasóleo A (N.E.) m3 1.419.562 493.831 –1.656 0 1.911.737 35%

Gasóleo B m3 190.674 91.864 –222 0 282.316 48%

Gasóleo C m3 295.810 296 –296 0 295.810 0%

Queroseno Jet A1 m3 246.784 50.513 –513 0 296.784 20%

TOTAL GASÓLEOS+ QUEROSENOS

m3 2.152.830 636.504 –2.687 0 2.786.647 29%

Fuelóleo BIA Tm 184.000 258 258 0 184.000 0%

Fuelóleo UNELCO Tm 73.812 0 0 0 73.812 0%

TOTAL FUELÓLEOS Tm 257.812 258 258 0 257.812 0%

Petróleo crudo m3 2.266.919 3.372 –3.400 0 2.266.920 0%

TOTAL m3/Tm 5.361.444 641.502 –7.197 0 5.995.261 12%

Fuente: CORES.

Cuadro 4.3.1. Evolución de las reservas estratégicas de CORES

buros) señala que CORES tendrá por objeto la

constitución, mantenimiento y gestión de las reser-

vas estratégicas y el control de las existencias

mínimas de seguridad.

Según se observa en el anterior cuadro, a finales

de 2005 las existencias estratégicas almacenadas

ascendían a 683.882 m3 de gasolinas (11,4% del

total almacenado), 2.786.647 m3 de gasóleos y

querosenos (46,5% del total), 257.812 toneladas

de fuelóleos (4,3%) y 2.266.920 m3 de crudo

(37,8%).

Por productos se registra, en relación con el ejerci-

cio anterior, un aumento de reservas sólo en el

grupo de gasóleos y querosenos (+29%). Los cru-

dos y los restantes productos se mantienen prácti-

camente invariables.

Por otra parte, en diciembre de 2005 los stocks de

productos petrolíferos (excepto GLP) y materias

primas almacenados por los sujetos obligados al


dad ascendieron a 7,06 millones de m3 y 4,72

millones de toneladas métricas, respectivamente,

tanto en territorio nacional como en aquellos paí-

ses con los que existen acuerdos bilaterales.

En cuanto al reparto de stocks almacenados de los

productos petrolíferos el 60% correspondió a los

gasóleos (58% en 2004), el 19% a las gasolinas

(21% en 2004), el 11% a los fuelóleos (12% en

2004) y el restante 9% a los querosenos (igual que en

2004). En el caso de las materias primas, el 68,8%

de los stocks almacenados corresponde a crudos, el

30,9% a productos semirrefinados y únicamente un

0,3% a otras materias auxiliares, aditivos, compues-

tos oxigenados y aceites para biodiésel.

238

Petr

óle

o

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.

Total grupo fuelóleos

Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Productos petrolíferos

Total grupo querosenos Total grupo gasolinas

Total grupo gasóleos

6.000.000

5.000.000

4.000.000

3.000.000

2.000.000

1.000.000

0

Tm

Ene.

Aceites biodiésel

Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.

Materias primas

Productos semirrefinados

CrudosAditivos/compuestos oxigenados

Gráfico 4.3.1. Evolución stocks de sujetos obligados. Año 2005

Datos en toneladas y en metros cúbicos

Fuente: CNE y CORES

En el ejercicio 2005 se han producido importantes

novedades en el marco normativo de la comercia-

lización de productos petrolíferos, derivadas en su

mayor parte de los mandatos adoptados el 25 de

febrero de 2005 mediante Acuerdo del Consejo de

Ministros para poner en marcha medidas de

impulso a la productividad.

Así, el 14 de marzo se publicaba en el BOE el Real

Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas

urgentes para el impulso a la productividad y para la

mejora de la contratación pública. Esta norma, por

un lado, modifica la configuración del registro de

instalaciones de distribución al por menor creado

por el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, a fin

de convertirlo en un registro telemático compartido

con las Comunidades Autónomas, conformado por

los datos autonómicos sobre inscripciones o modi-

ficaciones de instalaciones y por la información

sobre precios de venta de los carburantes recibida

por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Por otro, el Real Decreto-Ley explicita la responsa-

bilidad de la CNE en la incoación y tramitación de

expedientes sancionadores en el supuesto de incum-

plimiento de la obligación de remisión de informa-

ción sobre puntos de venta prevista en el artículo 4

del Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio.

Posteriormente, se aprobó el Real Decreto

942/2005, de 29 de julio, por el que se modifican

determinadas disposiciones en materia de hidro-

carburos (sobre cuyo proyecto la CNE emitió su

preceptivo informe 6/2005, Ref. web: 23/2005),

que viene a prohibir la comercialización en todo el

territorio nacional de las gasolinas de sustitución a

partir del 1 de enero de 2009.

Más adelante, el 25 de noviembre, se publicó en el

BOE la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de

reformas para el impulso a la productividad, que

habilita a las cooperativas agrarias para distribuir

cualquier tipo de carburante sin necesidad de cons-

tituir una entidad diferenciada sujeta al régimen

fiscal general (requisito que se mantiene para el

resto de cooperativas), siempre y cuando sus insta-

laciones cumplan los mismos requisitos exigibles

al resto de instalaciones de distribución al por

menor.

Finalmente, 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, vino a dar cumplimiento al

mandato vigésimo séptimo del mencionado

Acuerdo del Consejo de Ministros, que ordenaba

el perfeccionamiento del anterior sistema de remi-

sión de información de precios de carburantes

aplicados en instalaciones de suministro a vehícu-

los, introduciendo a tal efecto importantes modifi-

caciones respecto a la regulación que de esta obli-

gación de información realizaba la Orden de 3 de

agosto de 2000, que ahora se deroga. Sobre el

borrador de esta Orden, la CNE emitió, con fecha

1 de diciembre de 2005, su informe 22/2005 (Ref.

web: 41/2005).

En cuanto a las operaciones corporativas, durante

el primer trimestre de 2005 se completó el pro-

ceso de toma de control por parte del Grupo DISA

de la mayor parte de las actividades comerciales

del Grupo SHELL en España, con la formaliza-

ción de la adquisición de SHELL ATLÁNTICA,

que concentraba los activos situados en Canarias,

Ceuta y Melilla. Tras esta operación, el Grupo

DISA dispone de una red de distribución com-

puesta por más de 480 instalaciones de suministro

a vehículos.

5. Comercialización

239

Petr

óle

o

El ejercicio 2005 también viene marcado por la

entrada en vigor en toda la Unión Europea de la

obligación de comercialización de carburantes de

automoción con muy bajo contenido en azufre,

debiéndose garantizar por parte de los Estados

miembros la disponibilidad de cantidades sufi-

cientes de gasolina y gasóleo con un contenido

máximo de azufre de 10 ppm atendiendo a una

distribución geográfica adecuadamente equili-

brada.

A fin de dar cumplimiento a esta previsión, en

España se ha optado por la comercialización de la

gasolina 98 I.O. con un contenido máximo de azu-

fre de 10 ppm y la introducción de un nuevo grado

de gasóleo A de 10 ppm que convivirá (hasta el

año 2009) con el de 50 ppm. A este respecto, se

puede observar una creciente presencia en los pun-

tos de venta de tanques y surtidores dedicados al

suministro de gasóleo A de 10 ppm en detrimento

de la gasolina de sustitución.

5.1. Consumo de productos

El consumo total de productos derivados del petró-

leo en España en el año 2005 se situó en 74,1

millones de toneladas, lo que representa un

aumento del 0,5% respecto al registrado en el ejer-

cicio 2004.

Dentro de los destilados ligeros, el consumo de

GLP desciende un 2,0% en relación a 2004, año en

240

Petr

óle

o

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000


Querosenos 2005 Otros productos 2005

GLP 2005 Gasóleos 2005Gasolinas 2005 Fuelóleos 2005

Total 2004

Gráfico 5.1.1. Consumo productos petrolíferos 2004-2005

Datos en miles de toneladas


el que había registrado un ascenso interanual del

2,3%. Por su parte, la demanda de gasolinas conti-

núa con la tendencia decreciente de ejercicios

anteriores (-1,3% en 2003 y -4,2% en 2004), dis-

minuyendo un 5,6% en 2005.

En cuanto a los destilados medios, los gasóleos

mantienen la tendencia ascendente de años ante-

riores sumando al incremento interanual del 6,6%

en 2004 un aumento del 3,4% en 2005. Igual-

mente, el consumo de querosenos consolida en

2005 la senda alcista iniciada en el ejercicio 2003,

tras la crisis internacional experimentada por el

sector de la aviación en 2002, registrando un incre-

mento del 6,5%.

Finalmente, la demanda de la parte más pesada del

barril registra descensos en 2005. Por un lado, el

consumo de fuelóleos se reduce, por tercer año

consecutivo, en un 0,1%. Por otro, el consumo del

genérico “otros productos” (entre los que se inclu-

yen los aceites y bases lubricantes, productos

asfálticos y coque de petróleo), experimenta un

descenso del 4,8%, tras haber ascendido un 0,1%

en el año anterior.

Gasolinas

La demanda de gasolinas (excluidas las de avia-

ción y el genérico “otras gasolinas”) mantiene en

2005 la senda descendente de años anteriores,

241

Petr

óle

o

700

600

500

400

300

200

100


Sin plomo 98 I.O. 2004 Sin plomo 97 I.O. 2004

Sin plomo 95 I.O. 2005 Sin plomo 97 I.O. 2005 Sin plomo 95 I.O. 2004Sin plomo 98 I.O. 2005

Gráfico 5.1.2. Evolución consumo gasolinas 2004-2005


Fuente: CNE.

situándose en 7,29 millones de toneladas (MTm)

desde los 7,72 MTm de 2004. El descenso intera-

nual registrado (-5,6%) se explica por la caída de

la demanda de la gasolina 98 I.O. y, principal-

mente, de gasolina 97 I.O., que no se ve compen-

sado por el mayor consumo de gasolina 95 I.O. La

demanda total de gasolinas se mantiene durante

todos los meses del ejercicio 2005 por debajo de la

de 2004.

El consumo de gasolina 95 I.O. registra en 2005 un

aumento interanual mayor que el ejercicio prece-

dente, al pasar de un incremento del 0,5% en 2004

al 1,4%. Por su parte, la participación de la gaso-

lina 95 I.O. en la estructura de consumo total de

gasolinas continúa aumentando: 73% en 2003,

77% en 2004 y 82% en 2005.

En relación a la gasolina 97 I.O., su consumo des-

ciende en el año 2005 un 54,0%, descenso que se

acumula al 28,9% de 2004 y al 21,2% de 2003.

Consecuentemente, la participación media de este

carburante en el total de gasolinas desciende de

nuevo en 2005 hasta el 6% (16% en 2003 y 12%

en 2004).

Por último, la demanda de gasolina 98 I.O. registra

en 2005, tras los ascensos de años anteriores, un

descenso interanual del 1,3%, alcanzando los

871,41 miles de toneladas, cifra que representa un

12% sobre el consumo total de gasolinas (11% en

2003 y 2004).

Del total de gasolinas auto, en 2005, se han comer-

cializado 620 miles de toneladas de gasolinas con

un contenido de azufre inferior a 10 ppm.

Gasóleos y Querosenos

La demanda total de gasóleos (excluido el gené-

rico “otros gasóleos”) continúa en 2005 con la ten-

dencia ascendente de años anteriores, alcanzando

los 32,1 millones de toneladas (MTm) y consoli-

dándose así como la categoría de productos de

mayor consumo en España.

Por clases, el consumo de gasóleo de automoción

presenta un incremento interanual del 4,9% en

relación al ejercicio 2004, situándose en 23,3

MTm. La demanda de este gasóleo en 2005 fue

superior a la del año precedente durante todos los

meses del año, excepto en julio. Por su parte, su

participación en el consumo total de gasóleos pasa

del 71% en 2004 al 73% en 2005.

Del total de gasóleos de automoción, en 2005, se

han comercializado 438 miles de toneladas de gasó-

leos con un contenido en azufre inferior a 10 ppm.

Durante el año 2005, continúa el proceso de diese-

lización del parque automovilístico español. Según

los últimos datos proporcionados por ANFAC

(Asociación Española de Fabricantes de Automó-

viles y Camiones), el porcentaje de vehículos dié-

sel sobre el total de matriculados alcanzó en 2005

el 67,8%.

En relación al gasóleo clase B, su consumo regis-

tra en 2005 un incremento interanual del 0,5%,

alcanzando un máximo histórico de 5,94 millones

de toneladas. Por último, la demanda de gasóleo

clase C desciende en 2005, por segundo año con-

secutivo, en un 8,1%.

Respecto a los querosenos, durante el año 2005

aumenta su demanda, situándose en 5,19 millones

242

Petr

óle

o

243

Petr

óle

o2.500

2.000

1.500

1.000

500


Gasóleo B 2004Gasóleo A 2005 Gasóleo C 2005 Gasóleo A 2004Gasóleo B 2005 Gasóleo C 2004

Gráfico 5.1.4. Evolución consumo gasóleos 2004-2005


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

GASOLINAS

GASÓLEOS

Gráfico 5.1.3. Evolución matriculaciones 1991-2005

Datos en porcentaje

Fuente: ANFAC.

de toneladas (MTm), frente a las 4,87 MTm de

2004.

Reparto geográfico del consumo

En cuanto al reparto geográfico del consumo de

carburantes de automoción (gasolinas auto y gasó-

leo A) destaca la Comunidad Autónoma de Cata-

luña que representa el 15,9% del consumo total,

seguida de las Comunidades de Andalucía y Valen-

ciana, que suponen un 15,7% y 10,7%, respectiva-

mente. Estas Comunidades, junto con la de

Madrid, concentran el 52% del consumo total de

carburantes.

En relación al consumo anual de carburantes por

habitante, la Comunidad Foral de Navarra presenta

el consumo más alto con 1,16 toneladas por habi-

tante (Tm/hab), seguida de Castilla-La Mancha

con 1,02 Tm/hab y Castilla y León con 0,96

Tm/hab.

Por último, en lo referente a la demanda de quero-

senos, el importante tráfico del aeropuerto de

Madrid-Barajas, explica que la Comunidad de

Madrid represente en 2005 el 30% del consumo

nacional de querosenos. Entre la Comunidad de

Madrid y la de Andalucía, se concentra el 49% del

total del consumo. También presentan consumos

relevantes las Comunidades de Canarias, Cataluña

y Baleares (18%, 13% y 9%, respectivamente).

Consumo por canal

Mientras el suministro de la práctica totalidad de

las gasolinas se realizó, como es habitual, a través

244

Petr

óle

o

Tm/h

abit

ante

GO A 2005 GNA 2005 Tm/habitante

Tone

lada

s

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

Cata

luña

Anda

lucí

a

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

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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 2005

Datos en toneladas y toneladas/habitante

Fuente: CNE.

del canal de estaciones de servicio (96%), el

reparto de las ventas de gasóleos es más equili-

brado: 54% a través de instalaciones de suministro

a vehículos y 46% a granel (consumidor final y

distribuidores). Por clases, mientras el gasóleo A

se distribuye mayoritariamente a través de estacio-

nes de servicio (73,2%), los gasóleos B y C se

comercializan casi en su totalidad a través del

canal de ventas directas (94,2% y 99,6%, respecti-

vamente).

5.2. Precios y fiscalidad

Como se ha visto en el Capítulo 1.5. («Principales

variables de los mercados energéticos internacio-

nales»), en 2005 tanto el precio medio del crudo

como los promedios anuales de las cotizaciones

internacionales de referencia de la gasolina sin

plomo y del gasóleo de automoción superaron

ampliamente los registrados el año anterior.

Precio Antes de Impuestos (PAI)

El PAI medio anual de la gasolina 95 I.O. corres-

pondiente al año 2005 se sitúa en 42,637 c€/lt en

España, 42,385 c€/lt en la UE-14 y en 41,940

c€/lt en la UE-6. En relación a los PAI correspon-

dientes al ejercicio precedente, España presenta un

aumento menor que las medias UE-14 y UE-6

(+7,254, +7,591 y +7,778 c€/lt, respectivamente).

El PAI medio anual del gasóleo A en el año 2005 ha

sido, tanto en España como en las medias europeas,

superior al registrado en el año 2004. Al contrario

245

Petr

óle

o

EE.SS. Granel

Gna 98

Go C

209

34

18

Go B

Go A

Gna 95

Gna 97

13

0 3.000 6.000 9.000 12.000 15.000 18.000 21.000

Toneladas

5.593

2.841

344

17.067 6.252

5.786

411

837

Gráfico 5.1.6. Consumo por canal. Año 2005


Fuente: CNE.

246

Petr

óle

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02Fe

b-02

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-02

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02M

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2Ju

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t-02

Nov-

02Di

c-02

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03Fe

b-03

Mar

-03

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03M

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3Ju

n-03

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03Oc

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-04

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04M

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c-04

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b-05

Mar

-05

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5Ju

n-05

Jul-

05Ag

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Sep-

05Oc

t-05

Nov-

05Di

c-05

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 2002-2005

Datos en €/litro

Fuente: Oil Bulletin Petrolier.

Ene-

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-02

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-03

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-05

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c-05

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 2002-2005

Datos en €/litro


247

Petr

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0,25

0,20

Gráfico 5.2.3. Gasóleo C: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2002-2005

Datos en €/litro


Ene-

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05Di

c-05


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 2002-2005

Datos en €/Tm


de lo que ocurre con la gasolina 95, España pre-

senta un mayor aumento interanual que las medias

UE-14 y UE-6 (+11,833, +11,692 y +11,524 c€/lt,

respectivamente), situándose el PAI medio del

gasóleo A en 47,444 c€/lt en España, 46,827 c€/lt

en la UE-14 y 46,420 c€/lt en la UE-6.

Como en años anteriores, el PAI medio anual de

2005 del gasóleo C en España (39,26 c€/lt) ha

sido inferior al de las medias UE-14 (43,52 c€/lt)

y UE-6 (42,89 c€/lt). El incremento registrado en

relación al PAI de 2004 es de +10,45 c€/lt en

España, +11,39 c€/lt en la UE-14 y +11,61 c€/lt

en la UE-6.

Al igual que ocurre con el resto de productos, el

PAI del fuelóleo BIA aumenta tanto en España

como en las medias UE-14 y UE-6 respecto al

ejercicio 2004, +80,00 +64,7 y +69,7 €/Tm, res-

pectivamente. En concreto, el PAI anual medio

alcanza los 286,3 €/Tm en España, 252,7 €/Tm

en la UE-14 y 241,7 €/Tm en la UE-6.

El Precio de Venta al Público (PVP)

El PVP medio anual de la gasolina 95 I.O. en 2005

ha sido de 0,9618 €/lt en España y 1,1558 €/lt en

la UE-14. En relación al año 2004, el PVP

aumenta tanto en España como en la media UE-14,

+8,66 y 9,76 c€/lt, respectivamente. Este menor

aumento del PVP en España permite que se amplíe

el diferencial respecto a la media europea hasta

alcanzar los -19,40 c€/lt.

248

Petr

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Nov-

05Di

c-05

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 2002-2005

Datos en €/litro


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 39,00 c€/lt por debajo

del PVP más alto, correspondiente a Holanda, y

7,17 c€/lt por encima del más bajo, registrado en

Grecia.

El PVP anual del gasóleo A ha sido de 0,8985 €/lt

en España y de 1,0173 €/lt en la UE-14. El

aumento registrado en relación al PVP de 2005 ha

sido mayor en la UE-14 (+14,61 c€/lt) que en

España (+13,98 c€/lt), abriéndose el diferencial

hasta los -11,88 c€/lt.

Impuestos

En relación con la fiscalidad aplicada a los pro-

ductos derivados del petróleo, los impuestos sobre

la gasolina 95 I.O. han supuesto de media un

54,9% del PVP en España en el ejercicio 2005,

cifra inferior a la registrada en el año precedente

(59,0%). Por su parte, en la UE-14 la participación

de los impuestos en el PVP final se situó en el

63,3% (67,1% en 2004).

España es el segundo país de la UE-15 con

impuestos más bajos sobre este carburante, por

detrás de Grecia, situándose en 2005 el diferencial

medio respecto a la media de la UE-14 en 19,65

c€/lt.

249

Petr

óle

o

Ene-

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-02

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2Ju

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Jul-

05Ag

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Sep-

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Nov-

05Di

c-05

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 2002-2005

Datos en €/litro


250

Petr

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BÉLG

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ANIA

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IA

ESPA

ÑA

FRAN

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IRLA

NDA

ITAL

IA

LUXE

MBU

RGO

HOL

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AUST

RIA

PORT

UGA

L

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 2005 IIEE 2005* IVA 2005 PAI 2004 IIEE 2004* IVA 2004

Gráfico 5.2.7. Gasolina sin plomo 95 I.O.: precios medios de venta al público en la UE en 2004-2005

Datos en €/litro

* En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.


BÉLG

ICA

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MAR

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ALEM

ANIA

GREC

IA

ESPA

ÑA

FRAN

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LUXE

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AUST

RIA

PORT

UGA

L

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 2005 IIEE 2005* IVA 2005 PAI 2004 IIEE 2004* IVA 2004

Gráfico 5.2.8. Gasóleo A: precios medios de venta al público en la UE en 2004-2005

Datos en €/litro

* En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.


Por su parte, en lo que respecta al gasóleo A, en el

ejercicio 2005 los impuestos en España represen-

taron, de media, el 46,5% del PVP (52,5% en

2004) y el 54,0% en la UE-14 (59,7% en 2004).

Así, España fue en 2005 el tercer país con carga

impositiva más baja sobre el gasóleo A, por detrás

de Grecia y Luxemburgo, situándose el diferencial

respecto a la UE-14 en 12,50 c€/lt.

En base a lo establecido en la Ley 24/2001, de 27

de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrati-

vas 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 gasolinas como para los gasó-

leos 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 y

posteriormente, en agosto del mismo año, en Cata-

luña. Los importes exigibles a 31 de diciembre de

2005 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.

Asturias:


b) Gasóleo de uso general: 20 euros por 1.000

litros.

251

Petr

óle

o

(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 1/1/2002 (Ley 24/2001). No incluye tramoautonómico.

(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.

Fuente: CNE.

Cuadro 5.2.1. Impuestos en Península y Baleares

Impuesto Tipo impositivoespecial (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 0,26986 0,024 0,29386 16

Gasóleos B y C 0,07871 0,006 0,08471 16 (1)

Queroseno (uso general) 0,29179 0,024 0,31579 16 (1)

Queroseno (para usos distintos de los de carburante) (4) 0,07871 0,000 0,07871 16

€/Tm €/Tm €/Tm %

Fuelóleos 13,43 1 14,43 16 (1)

Cataluña:

a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros

b) Gasóleos de uso general: 24 euros por 1.000

litros

Desde el 1 de enero de 2006 el tramo autonómico

del Impuesto sobre Ventas Minoristas de Determi-

nados Hidrocarburos también se aplica en la

Comunidad Valenciana y en Castilla-La Mancha.

252

Petr

óle

o

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 1/1/2002, la exención de IGIC (anteriormente, 2%) a las entregas o importaciones deproductos derivados del petróleo.

Fuente: CNE.

Cuadro 5.2.2. Impuestos especiales en Canarias, Ceuta y Melilla

5.3. Márgenes brutos de comercialización

En 2005, el margen bruto medio de comercializa-

ción de la gasolina 95 I.O. se sitúa en 10,53 c€/lt

en España y 10,15 c€/lt en la UE-14, cifras en

ambos casos inferiores a las registradas en 2004,

10,90 y 10,28 c€/lt, respectivamente.

Durante todos los meses del año 2005, excepto

abril y octubre, el margen bruto de comercializa-

ción de la gasolina 95 I.O. en España se mantiene

por encima del de la UE-14. El diferencial medio

anual España/UE-14 se reduce desde los +0,62

c€/lt registrados en 2004 hasta los +0,38 c€/lt.

El margen bruto de comercialización máximo de

2005 se registra, tanto en España como en la UE-

14, en el mes de octubre, alcanzando los 13,56 y

14,09 c€/lt, respectivamente.

En lo que respecta al gasóleo A, mientras que en

España se produce un aumento del margen bruto

de comercialización de 0,03 c€/lt en relación al

registrado en 2004, situándose en 10,16 c€/lt, en

la UE-14 se produce un descenso de 0,03 c€/lt,

hasta los 9,66 c€/lt.

Durante todos los meses del año 2005, excepto

octubre y diciembre, el margen bruto de comercia-

253

Petr

óle

o

0,16

0,14

0,12

0,10

0,08

0,06

0,04

0,02


España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005 España PAI-Ci 2004 UE-14 PAI-Ci 2004

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


España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005 España PAI-Ci 2004 UE-14 PAI-Ci 2004

Gráfico 5.3.2. Gasóleo A. Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)

Datos en €/litro

Fuente: CNE.

lización del gasóleo A de España se mantiene por

encima del de la UE-14. El diferencial medio

anual España/UE-14 se sitúa en 2005 en +0,51

c€/lt, tras haber sido de +0,45 c€/lt el año prece-

dente.

El margen bruto de comercialización máximo de

2005 se registra, tanto en España como en la UE-

14, en el mes de noviembre (12,55 y 12,13 c€/lt,

respectivamente).

La CNE ha publicado en abril de 2006 un informe

(Ref. web CNE 43/2006) sobre la evolución del

precio de venta al público de la gasolina 95 I.O. y

del gasóleo de automoción en España durante

2005, en el que se analiza la evolución del PVP de

estos carburantes en función de las distintas varia-

bles que componen dicho precio.

5.4. Puntos de Venta

En cuanto a la red de instalaciones de suministro

de carburantes a vehículos, al final del ejercicio

2005 la red se situaba, según la información facili-

tada por las compañías, en alrededor de 8.700 pun-

tos 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. En junio de 2003 finalizó el plazo de 3

años establecido en el Real Decreto-Ley 6/2000,

de 23 de junio, para el cómputo de la prohibición

de aumento del número de puntos de venta que

pueden formar parte de la red de distribución del

Grupo CEPSA, mientras que para REPSOL YPF

la prohibición terminó en junio de 2005.

Por su parte, continúa aumentando el número de

puntos de venta titularidad de las grandes superfi-

cies de distribución, dentro de su estrategia de

diversificación de negocios, impulsada por las

medidas de fomento de estas instalaciones conte-

nidas en el mencionado Real Decreto-Ley. Las

principales cadenas de supermercados e hipermer-

cados, Grupo CARREFOUR, EROSKI, CAPRA-

BO, ALCAMPO y BON PREU finalizaron el ejer-

cicio 2005 con 75, 43, 40, 20 y 7 puntos de venta,

respectivamente. Sin embargo, ya en el ejercicio

2006, el Grupo CAPRABO ha cedido su red de

instalaciones de suministro a favor de SARAS

ENERGÍA.

Durante el ejercicio 2005, algunos de los principa-

les operadores que actúan en el mercado español

han continuado con su estrategia de diferenciación

de producto, bien mediante la incorporación de

aditivos diferenciados, bien a través de la comer-

cialización de carburantes de altas prestaciones

que, en algunos casos, se adelantaron a la intro-

ducción de carburantes con un contenido máximo

de azufre de 10 ppm. Por su parte, las instalaciones

de suministro en las grandes superficies de distri-

bución mantienen sus ofertas basadas en descuen-

tos 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, servi-

cios de restauración), en estrategias de fidelización

de clientes (tarjetas de pago profesionales, progra-

mas de puntos, descuentos asociados a tarjetas

bancarias) y en el incremento de la gestión directa

de las redes de distribución.

254

Petr

óle

o

255

Petr

óle

o

Grupo Repsol YPF42,5%

Otros27,0%

Agip3,5%

BP Oil España7,3%

Cepsa18,0%

2003

Disa1,7%


Otros25,2%

2005


Otros24,9%

Disa5,5%

BP Oil España7,1%

Cepsa17,5%

2004

Agip3,4%

Agip3,6%

Disa5,5%

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 pro-

ductos derivados del petróleo, los GLP en su

modalidad de envasado, para envases de más de 8

kg de capacidad, continúan estando sometidos, 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.

En este sentido, la Orden ITC/2475/2005, de 28 de

julio (sobre cuyo proyecto la CNE emitió su pre-

ceptivo informe 11/2005, Ref. web: 21/2005), vino

a establecer un nuevo sistema de cálculo de precios

máximos, manteniendo en esencia el mismo sis-

tema anteriormente vigente, basado en la suma de

tres variables: 1) cotizaciones internacionales de

propano y butano en los mercados del Mar del

Norte y Arabia Saudí; 2) flete Rass Tanura-Medi-

terráneo para buques de 54.000-75.000 m3; y 3)

costes de comercialización (“término C”). Pero

introdujo las siguientes novedades:

• Redujo de doce a seis meses el periodo temporal

de referencia de las variables internacionales

(materia prima y flete) que sirven de base para el

cálculo del precio.

• Redujo de semestral a trimestral, para su aplica-

ción a partir del día 1 de los meses de enero,

abril, julio y octubre, la periodicidad de revisión

del precio mediante Resoluciones del Director

General de Política Energética y Minas.

La citada Orden ITC también incorporó, por pri-

mera vez desde 2002, una subida del término C

hasta alcanzar los 35,3643 c€/kg (+11,34%).

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 mar-

cha medidas de impulso a la productividad,

incluyó un mandato al Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio para elevar al Gobierno, antes

del 1 de marzo de 2006, el desarrollo reglamenta-

rio de la actividad de distribución de GLP.

6.2. Consumo de GLP

En este apartado se muestra la evolución del con-

sumo de GLP, tanto internacional como nacional,

durante los últimos ejercicios, haciendo especial

hincapié en el análisis correspondiente al año

2005.

6.2.1. GLP Internacional

La producción mundial de GLP ascendió en el año

2005 hasta los 210 millones de toneladas (MTm),

lo que supone un aumento del 2,4% en relación a

2004. El continente africano fue un año más la

región en la que la producción de GLP registró un

mayor aumento (+6,3%), seguida de Asia/Pacífico

(+5,0%), Latinoamérica (+4,3%) y Oriente Medio

(+2,9%). En el resto de regiones, Europa,

Rusia/Asia Central y Norteamérica, 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 2005 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 produc-

ción en refinerías. Este reparto ha permanecido

prácticamente estable a nivel mundial en los últi-

mos años, a pesar de que las previsiones indicaban

que el porcentaje proveniente del gas natural iría

6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP)

257

Petr

óle

o

258

Petr

óle

o

17,1%

8,1%

26,7%

11,4%

12,4%4,3%

20%

Gráfico 6.2.2. Producción mundial de GLP. Año 2005

Datos en porcentaje

Fuente: Poten & Partners y CNE.

100

80

60

40

20

02000 2001 2002 2003 2004 2005

Latinoamérica África

Norteamérica Oriente MedioAsia-Pacífico Europa

Rusia-Asia Central

Gráfico 6.2.1. Evolución porcentual de la producción mundial de GLP. Años 2000-2005

Datos en porcentaje


incrementándose al aumentar su consumo. Sin

embargo, en lo que respecta en concreto a Europa

Occidental la proporción se invierte, represen-

tando el suministro de refinerías el 55% del total

en 2005.

El comercio mundial de GLP por vía marítima en

2005 aumentó respecto al año anterior en 1,5

MTm, representando el 24% de la producción

total.

La proporción del butano en el comercio mundial

de GLP se situó en 2005 en el 41%, correspon-

diendo el 59% restante al propano.

Por países, Japón continuó siendo en el año 2005

el mayor importador mundial de GLP con un 28%

del total. Este país, junto con China y Corea, con-

tinúan concentrando casi el 50% de las importa-

ciones mundiales; destaca especialmente el caso

de China cuyo nivel de importaciones desde el año

259

Petr

óle

o

Mar delNorte-Rusia

40,1%

África53,9%

Oriente Medio5,9%

Gráfico 6.2.3. Importaciones europeas de GLP. Año 2005

Datos en porcentaje


2002 prácticamente dobla al de 1997 y se conso-

lida como el segundo mayor importador mundial.

Las importaciones de los países europeos en 2005

que supusieron, al igual que en 2004, el 30% del

total mundial, provinieron de África (53,9%), Mar

del Norte/Rusia (40,1%) y Oriente Medio (5,9%).

Las importaciones procedentes del Mar del Norte

y Oriente Medio se redujeron en relación al año

anterior (de 6,5 a 6,1 MTm y de 1,1 a 0,9 MTm,

respectivamente), mientras que las importaciones

de África se incrementaron de 7,5 a 8,2 MTm.

El mayor exportador mundial de GLP es Arabia

Saudí. Sus exportaciones representaron el 23% del

total en 2005 disminuyendo, respecto al año ante-

rior, en 0,3 MTm. El segundo mayor exportador es

Argelia que con 7,9 MTm en 2005 mantiene su

cuota en las exportaciones totales con respecto a

2004 (16%). El mayor mercado de Argelia es el

formado por los países de la zona del mediterráneo

occidental que suponen el 38% de sus exportacio-

nes en barcos de gran tamaño.

En Europa, el destino principal del GLP es el con-

sumo por usuario final para usos doméstico,

comercial e industrial, que representa un 56% del

total. El GLP destinado a la industria petroquímica

y al uso en refinería supone de media un 20% y un

6% del total, respectivamente, mientras que el con-

sumo de GLP auto representa un 17%, tal y como

se aprecia en el gráfico 6.2.4.

6.2.2. GLP en España

Tras el aumento del consumo total de GLP experi-

mentado en 2004, en el ejercicio 2005 se retoma la

tendencia decreciente de ejercicios precedentes,

registrando un consumo total de 2,29 millones de

260

Petr

óle

o

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

02000 2001 2002 2003 2004

Consumo usuario final Gasolina, MTBE y alquilaciónPetroquímica GLP auto

2005

Gráfico 6.2.4. Usos del GLP en Europa. Años 2000-2005

Datos en porcentaje


toneladas (MTm), un 1,97% menos que el año

anterior.

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 1,46 MTm en 2005). En

concreto, en la comparativa de consumos entre los

ejercicios 2005 y 2004, mientras el consumo de

GLP envasado mantuvo su tendencia descendente

(-4,09%), los suministros de GLP a granel (inclu-

yendo canalizado, granel a usuario final y automo-

ción) aumentaron un 2,03% hasta llegar a las 838

miles de toneladas (kTm).

En 2005, las entregas de GLP envasado (excluido

el de automoción) representaron el 63,30% del

total del consumo (64,71% en 2004). El 99,84% de

las mismas se realizaron mediante envases de más

de 8 kg, quedando reducida la participación de los

envases “populares” (menos de 8 kg) al 0,16% de

las entregas.

La participación del GLP a granel, excluido el de

automoción, en el total del consumo nacional fue

del 22,05%, mientras que el consumo de GLP

canalizado representó el 14,00% del total.

Finalmente, el GLP de automoción representó el

restante 0,65%. Las entregas de GLP auto se repar-

tieron de la siguiente forma: 73,56% a granel y

26,44% en envases.

En cuanto al reparto geográfico del consumo en

2005, al igual que el año anterior, la Comunidad

Autónoma de Andalucía fue la que registró una

261

Petr

óle

o3,0

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 2005

Gráfico 6.2.5. Evolución anual del consumo de GLP. Años 1990-2005

Datos en millones de toneladas


mayor demanda, con 464,23 miles de toneladas

(kTm), seguida de la Comunidad Valenciana

(289,69 kTm) y Cataluña (258,36 kTm).

En relación al consumo de GLP auto hay que des-

tacar que el número de instalaciones de suministro

de GLP a vehículos se redujo en 2005 hasta las 29

estaciones de servicio desde las 33 existentes en

2004. Esta cifra es marginal en relación al total de

puntos de venta de carburantes existentes en

España (alrededor de 8.700 en 2005).

En cuanto al balance de importaciones y exporta-

ciones, en el año 2005 se importaron 1.007 kTm

de GLP, un 6,14% menos que en 2004. Los princi-

pales orígenes de estas importaciones fueron Arge-

lia (48,6%), Arabia Saudí (16,0%) y Reino Unido

(12,4%).

262

Petr

óle

o

Envasado63,30%

Granel22,05%

Automoción0,65%

Canalizado14,00%

Gráfico 6.2.6. Desglose del consumo de GLP por

segmentos en España. Año 2005

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 2005


Fuente: CNE.

Por el contrario, las exportaciones de GLP aumen-

taron en un 2,19%, pasando de 75 kTm en 2004 a

77 kTm en 2005. Su principal destino fue Portugal,

país al que se dirigió el 75,1% del total de expor-

taciones.

Existen siete compañías con capacidad de almace-

namiento y/o envasado de GLP en España: REP-

SOL BUTANO, CEPSA GAS LICUADO, DISA-

GAS, 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 pro-

pano a granel (Ibiza, Mahón, La Seo D´Urgel y

Navalmoral de La Mata). Aquéllas que se encuen-

tran situadas cerca de las refinerías reciben el pro-

ducto por tubería; las ubicadas en el litoral se abas-

tecen por mar y las de interior por ferrocarril o

carretera. La capacidad total de almacenamiento

de REPSOL BUTANO es de 554,06 miles de m3.

263

Petr

óle

o

Repsol Butano (22) BP Oil (1)

GALP ENERGÍA ESPAÑA (4)AGIP (2)

Gráfico 6.2.8 EE.SS. de suministro GLP auto

Fuente: CNE.

El volumen de producto almacenado a 31 de

diciembre de 2005 ascendía a 313,64 miles de m3.

Por su parte, CEPSA GAS LICUADO cuenta con

11 instalaciones de almacenamiento y trasvase de

producto, en 9 de las cuales se envasan botellas de

butano, de propano y de GLP automoción. La

capacidad total de almacenamiento asciende a

8.061 m3 y la capacidad total de llenado de enva-

ses supera los 41 millones de botellas/año.

264

Petr

óle

o

350

300

250

200

150

100

50

0

Consumo Producción Importaciones Exportaciones

Portugal75,1%

ExportacionesArgelia48,6%

Portugal4,4%

Reino Unido12,4%

Arabia Saudi16,0%

Importaciones

Francia5,8%

Ene-

99M

ar-9

9M

ay-9

9Ju

l-99

Sep-

99No

v-99

Ene-

00M

ar-0

0M

ay-0

0Ju

l-00

Sep-

00No

v-00

Ene-

01M

ar-0

1M

ay-0

1Ju

l-01

Sep-

01No

v-01

Ene-

02M

ar-0

2M

ay-0

2Ju

l-02

Sep-

02No

v-02

Ene-

03M

ar-0

3M

ay-0

3Ju

l-03

Sep-

03No

v-03

Ene-

04M

ar-0

4M

ay-0

4Ju

l-04

Sep-

04No

v-04

Ene-

05M

ar-0

5M

ay-0

5Ju

l-05

Sep-

05No

v-05

Francia22,9%

Andorra2,0%

Otros13,0%

Gráfico 6.2.9. Balance importación-exportación de GLP en España. Años 1999-2005

Datos en miles de toneladas y porcentaje


ATLAS, filial del Grupo CEPSA, dispone de plan-

tas 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 2005 ascendía a 2.294 m3.

DISAGAS dispone de tanques de almacenamiento en

todas las islas del archipiélago canario, con una capa-

cidad total de almacenamiento de propano y butano

de 16,08 miles de m3. A 31 de diciembre de 2005

almacenaba en dicha instalación 7,9 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 dispone de un centro de

almacenamiento y distribución de GLP en Tarra-

gona (103 m3). A 31 de diciembre de 2005 almace-

naba en sus instalaciones aproximadamente 52 m3.

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

2005 era de 2.913 m3.

El principal operador de GLP es el Grupo REP-

SOL YPF a través de su filial REPSOL BUTANO,

S.A. En el año 2005 ostentó una cuota total de

mercado (excluido canalizado) del 73,7% que,

265

Petr

óle

o

GIJÓN

MÉRIDA

ATLAS 2

REPSOL BUTANO 19TOTAL GAS 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

BEAS

N.°Compañías inst.

60

50

40

30

20

10

0

%

Importación Refinerías

70

Gráfico 6.2.10. Logística primaria de almacenamiento/envasado

Fuente: CNE.

desglosada por segmentos, fue del 78,8% en enva-

sado y del 59,6% en granel. En el gráfico 6.2.11 se

observa el reparto del restante 26,3% 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

(excluido canalizado) de mercado en 2005 se

situaron en el 15,3% y el 5,1%, respectivamente.

La penetración de los operadores competidores del

Grupo REPSOL YPF fue mayor en el segmento

del GLP granel que en el de envasado. En ambos

segmentos, el Grupo CEPSA continuó aumen-

tando su cuota de mercado hasta alcanzar el 15,1%

en la modalidad de envasado y el 15,8% en granel.

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

aproximadamente 700 agencias que llega a 10

millones de clientes. DISAGAS realiza la distribu-

ción 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 unos 100 distribuidores. El propano y

butano envasado se comercializa en las Comunida-

266

Petr

óle

o

Envasado Granel

Galp Energía España1,7%

Shell Gas0,5%

Grupo Cepsa*15,1%

Otros18,3%

Grupo Repsol78,8%

Disa6,4%

Grupo Repsol59,6% Grupo Cepsa*

15,8%

Otros1,4%

Disa4,7%

Repsol Butano73,7%

Primagaz1,1%

Atlas0,3%

Disa5,1%

Cepsa Gas Licuado15,0%

Totalgaz0,4%

BP Oil España2,0%

Gráfico 6.2.11. Cuota de mercado de GLP, excluido canalizado en España. Año 2005

Datos en porcentaje

* CEPSA + ATLAS

Fuente: CNE.

des Autónomas de Andalucía, Murcia, Valencia,

Galicia, Madrid, Aragón, Navarra, Cantabria, Cas-

tilla-La Mancha, Extremadura y Asturias, así

como en varias provincias de Castilla y León. Asi-

mismo, comercializa principalmente GLP enva-

sado a través de su filial ATLAS, S.A. en las Ciu-

dades Autónomas de Ceuta y Melilla.

6.3. Precios del GLP envasado

Tras un periodo 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 Minis-

terial de 6 de octubre de 2000 estableció un nuevo

sistema de determinación automática de dicho pre-

cio, quedando éste fijado en 58,8211 c€/kg a par-

tir 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 determina-

ción de precios máximos antes de impuestos y

actualizó los costes de comercialización. Por su

parte, la Orden ITC/2475/2005, mantiene en esen-

cia el mismo sistema de determinación del precio

máximo, pero reduciendo de doce a seis meses el

periodo temporal de referencia de las variables

internacionales y de semestral a trimestral la perio-

dicidad de revisión del precio mediante Resolucio-

nes del Director General de Política Energética y

Minas.

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 2005, se produjeron

tres actualizaciones. En el mes de marzo, en apli-

cación todavía de la Orden ECO/640/2002, se fijó

267

Petr

óle

oPeríodo Precio antes impuestos Variación

de 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%

Fuente: CNE.

Cuadro 6.3.1. Evolución del precio antes de impuestos del GLP envasado > 8 kgDatos en c€/kg y en porcentaje

el nuevo precio máximo antes de impuestos apli-

cable a partir del 1 de abril de ese año en 64,0600

c€/kg, lo que supuso una subida del precio del

8,4% como consecuencia del incremento de las

cotizaciones internacionales de materia prima y

fletes.

Con la entrada en vigor de la Orden

ITC/2475/2005 (sobre cuyo proyecto la CNE emi-

tió su preceptivo informe 11/2005, Ref. web:

21/2005), que incorporó una subida del 11,34%

del término C, el nuevo precio máximo quedó

fijado en 67,6619 c€/kg, incrementándose hasta

los 70,3291 c€/kg (desde el 1 de octubre de 2005

hasta el 31 de diciembre de 2005) con ocasión de

la aprobación de la primera Resolución trimestral

de actualización dictada en desarrollo de la citada

Orden ITC, que recoge una subida de las cotiza-

ciones internacionales de la materia prima y fletes,

compensada parcialmente por la apreciación del

euro frente al dólar.

En cuanto a los impuestos, la Ley 22/2005, de 18

de noviembre, por la que se incorporan al ordena-

miento jurídico español diversas directivas comu-

nitarias en materia de fiscalidad de productos

energéticos, 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. Por su parte, permanece el tipo cero

para el GLP destinado a usos distintos a los de car-

burante.

El gráfico 6.3.2. representa el precio máximo de

venta al público de la botella de 12,5 kg de GLP

268

Petr

óle

o

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

€/k

g

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-

05

€/botella €/kg

9,0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

Congelación PVP6,43€ (1.070 PTA)

Sistema de preciosmáximos (31/07/97)

Actual sistema deprecios máximos

(Orden ITC/2475/2005)Nuevo sistema de preciosmáximos (OM de 6/10/00)

Congelación PVP 6,70€ (1.115 PTA)

Sistema de preciosmáximos (16/07/98)

Sistema de precios máximos(Orden ECO/640/2002)

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.

269

Petr

óle

o

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 1/1/2002 para el GLP envasado (Ley 24/2001, de 27 dic, de Medidas Fiscales, Administrativas y del OrdenSocial). Desde oct-99 se venía aplicando el tipo reducido de IVA del 7%

(2) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 1/1/2002, 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

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

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

Precio materia prima + flete (1) Comercialización (2) Impuestos PVP oficial

12

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

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.

270

Petr

óle

o

2,6

2,4

2,2

2

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

Bélgica Dinamarca España Francia Holanda

Portugal Luxemburgo

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

ItaliaIrlanda

Gráfico 6.3.4. PVP GLP envasado en la UE. Años 2000-2005

Datos en €/kg.


0,95

0,90

0,85

0,80

0,75

0,70

0,65Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05

Envasado > 8 kg Granel consumidor final Automoción granel

Gráfico 6.3.3. Comparación por canal del PVP del GLP en Península y Baleares. Año 2005

Datos en €/kg.

Fuente: CNE.

271

Petr

óle

o

en Península y Baleares desglosado en sus distin-

tos componentes. El promedio del componente

“comercialización”, definido como diferencial

entre el precio máximo de venta antes de impues-

tos y el coste de materia prima (calculado como

cotización internacional del mes de referencia

más el flete del mes precedente), correspondiente

al periodo comprendido entre octubre de 2000 y

el mes de marzo de 2006 se sitúa en 0,30 €/kg,

habiéndose registrado su valor mínimo en

noviembre de 2000 (0,14 €/kg) y su valor

máximo en diciembre de 2001 (0,41 €/kg). En

2005 este término mantuvo una tendencia decre-

ciente al final del año, iniciando el año con los

0,28 €/kg registrados en enero hasta los 0,19

€/kg de noviembre. A partir de diciembre de

2005 se aprecia una nuevo crecimiento (0,30

€/kg en marzo de 2006).

El PVP máximo aplicado a los envases de más de

8 kg en Península y Baleares fue inferior, durante

todo el año 2005, al precio de venta del GLP a gra-

nel a consumidor final y al PVP del GLP de auto-

moción a granel.

Por último, los precios del GLP envasado en

España continúan siendo muy inferiores a los del

resto de países de la UE con consumos relevantes

y ello a pesar de que en España la fórmula de

determinación de los precios máximos antes de

impuestos incluye el coste del reparto domicilia-

rio. Así, en abril de 2005 el PVP vigente en España

para el GLP envasado era de 0,74 €/kg, precio

inferior en 0,37 €/kg y 0,06 €/kg, respectiva-

mente, a los correspondientes a Luxemburgo y

Grecia, los dos países con precios de venta al

público más bajos después de España.

Medio ambiente

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.

Las emisiones de SO2 procedentes de las grandes cen-

trales de combustión se han reducido ligeramente, mien-

tras que las de NOx, se han visto algo incrementadas

desde la participación de la producción de centrales de

ciclo combinado con gas natural. Estas instalaciones

poseen unas emisiones específicas de NOx similares a

las de las centrales de fuel o mixtas, sin embargo, sus

emisiones específicas de otros contaminantes atmosféri-

cos (SO2, CO2, partículas) son significativamente infe-

riores a los de las centrales térmicas convencionales. Su

participación en la generación resulta cada vez más

importante, alcanzando en 2005 el 23% de la produc-

ción peninsular bruta en régimen ordinario.

Sin embargo, como puede observarse en el gráfico

1.1.1, que refleja emisiones acumuladas, las emisiones

conjuntas de ambos contaminantes han ido decreciendo

1. Electricidad

275

Medio

am

bie

nte

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)

SO2 NOx Energía

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

Gráfico 1.1.1. Evolución de las emisiones de las CIG

Fuente: CIEMAT y elaboración propia.

a lo largo del periodo analizado en relación al incre-

mento de la producción. Esta situación se produce como

consecuencia de la disminución del consumo de carbón

autóctono, hecho derivado del cumplimiento del Plan de

la Minería 1997 – 2005.

A continuación, el gráfico 1.1.2 muestra la evolu-

ción de las emisiones de dióxido de carbono, dióxi-

do de azufre, partículas y CO2, durante el periodo

1990-2005.

En los gráficos 1.1.3 y 1.1.4 se observa la distribución

de emisiones por tipo de centrales durante el año 2005.

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 por parte de las GIC produce emisiones

276

Medio

am

bie

nte

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

Gráfico 1.1.2. Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicas. Período 1990-2005

Refinerías12%

Fuel / Gas3%

Carbón deimportación

6%

Lignito pardo32%

Lignito negro20%

Hulla + Antracita25%

Autoproductores(hasta junio 87)2%

CCTG0%

Gráfico 1.1.3. Emisiones de SO2 en GIC. Año 2005

Fuente: CIEMAT y CNE.

277

Medio

am

bie

nte

Refinerías5%

CCTG16%

Autoproductores(hasta junio 87)

2%


Lignito negro11%

Fuel / Gas5%


10%

Lignito pardo7%

Gráfico 1.1.4. Emisiones de NOx en CIG. Año 2005



10%

Lignito pardo15%

Lignito negro15%


CCTG3%

Fuel / Gas4%

Gráfico 1.1.5. Emisiones de partículas en GIC. Año 2005



Fuel / Gas11%

Lignito negro9%

Lignito pardo13%


10%

CCTG17%

Gráfico 1.1.6. Emisiones de CO2 en GIC. Año 2005


de otros elementos contaminantes, como son las partículas

y el CO2. Son las centrales consumidoras de hulla y antraci-

ta las que contribuyen en mayor medida a su emisión.

1.2. Emisiones de contaminantespor sectores

La clasificación de emisiones contaminantes por secto-

res, muestra que es el transporte el sector principalmen-

te contaminante en cuanto a NOx (42% del total). Este

lugar lo ocupa el sector energético en el caso del SO2,

con el 73% 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 nucle-

ares españolas a finales del año 2005, suman un total

de 10.264. El porcentaje de ocupación total es del

64,89%.

El gráfico 1.3.1 muestra el grado de ocupación en ele-

mentos irradiados de las centrales nucleares españolas.

278

Medio

am

bie

nte

Manufacturay construcción20%

Energía22%

Transporte42%

Otros16%

Gráfico 1.2.1. Emisiones de NOx por sectores

Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2003.

Manufacturay construcción

16%Energía73%

Transporte4%

Otros7%

Gráfico 1.2.2. Emisiones de SO2 por sectores


279

Medio

am

bie

nte

Transporte29%

Otros19%


Energía32%

Gráfico 1.2.3. Emisiones de CO2 por sectores


Transporte25%


Otros24%

Energía34%

Gráfico 1.2.4. Emisiones de CO2 por sectores. Europa

Fuente: EEA. Datos referidos a la Europa de los 15 en 2003.

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 individualizado

Gráfico 1.3.1. Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31-12-05)

Fuente: Consejo de Seguridad Nuclear. Informe al Consejo de los Diputados y al Senado. Año 2005.

1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15

El siguiente mapa muestra, para los Estados

Miembros, las emisiones de CO2 medidas por habi-

tante y año. Se observa que los países de la zona

norte de Europa (excepto Suecia) son los más emiso-

res en materia de CO2, con la emisión a la atmósfera

de cantidades superiores a las 2,5 toneladas de car-

bono 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 tecnologías 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 registradas en

el norte de Europa.

280

Medio

am

bie

nte

PORTUGAL1,5 ESPAÑA

2,0

DINAMARCA2,9

BÉLGICA3,1

HOLANDA2,8

REINO UNIDO2,5

IRLANDA2,9

FRANCIA1,8

ALEMANIA2,8

FINLANDIA3,7

SUECIA1,6

ITALIA2,2

AUSTRIA2,3

GRECIA2,5

LUXEMBURGO5,4

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

Fuente: Inventarios nacionales y elaboración propia. Año 2003.

De los combustibles fósiles, por su composición quími-

ca 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:

— 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).

Al mismo tiempo, por ser una energía más reciente, se

han desarrollado para su utilización final equipos y

nuevas tecnologías con elevados rendimientos.

Teniendo en cuenta las altas eficiencias de los proce-

sos de combustión del gas natural y las avanzadas tec-

nologías de recuperación de calor en los mismos, es

todavía mejor el rendimiento de energía final obtenida

en relación a los contaminantes. Además su estado

gaseoso favorece la mezcla con el aire facilitando la

combustión completa.

2.1. El efecto invernadero

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 (68 %), seguida del metano con un 19 %.

Este último es aún más potente que el CO2, pero sus

moléculas tienen un periodo de vida en la atmósfera más

corto (ver gráfico 2.2).

En España, en el año 2004 la totalidad de las emisiones

de gases de efecto invernadero alcanzaron los

427.904,58 kilotoneladas equivalentes de CO2, de los

cuales la emisión de CO2 como tal supuso más del 80%,

mientras que el metano fue el segundo en importancia,

con un 8,56% (gráfico 2.3).

2. Gas

281

Medio

am

bie

nte

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.

Las emisiones de metano procedentes de la actividad del

hombre tienen dos fuentes principales: la ganadería 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 petró-

leo, los vertederos y el tratamiento de los residuos sólidos

urbanos. Las fugas y pérdidas de gas natural suponen el 10

% de las emisiones mundiales anuales de metano produci-

das 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 occi-

dental está considerado como uno de los más limpios,

seguros y eficientes de los sistemas de suministro de

combustible del mundo. Las fugas medias estimadas

son de alrededor del 0,7 % del total suministrado, lo

cual supone que dicha zona es únicamente responsable

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.

282

Medio

am

bie

nte

NOx

7%

CH4

19%

CFC‘s6%

CO2

68%

Gráfico 2.2. Influencia de la actividad humana en el efecto invernadero

Fuente: Eurogas.

CO2

82,86%

N2O7,38%

CH4

8,56%

HFCs1,08%

PFCs0,06%

SF6

0,06%

Gráfico 2.3. Distribución de las emisiones de gases de efecto invernadero de España en el año 2004

Fuente: Eurogas.

2.2. La lluvia ácida

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

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 combustión de

carbón y petróleo (gráfico 2.5). En cuanto a las de los óxi-

dos de nitrógeno son también menores, sobre todo con la

utilización de tecnología de quemadores de bajo NOx.

2.3. 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.

283

Medio

am

bie

nte

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.

Valo

res

rela

tivo

s al

gas

óleo

SO2 NOx

Carbón Fuel oil Gasóleo Gas natural Carbón Fuel oil Gasóleo Gas natural0

1

2

3

4

5

6

5

3,3

1

0,1

2,4

1,5

10,6

Gráfico 2.4. Emisiones de SO2 y NOx

(Calderas industriales sin proceso de limpieza de humos)

Fuente: Eurogas.

3.1. Convenios internacionalessobre contaminación 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 2005 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.

En 2005 cabe destacar la celebración en Malahide

(Irlanda) (27 junio-1 julio) de la reunión anual del

Convenio OSPAR. En esta reunión se revisó el estado de

ratificación del Anexo V del convenio (Bélgica y Portugal,

que aún no lo habían ratificado) y se efectuó una revisión

y un seguimiento del desarrollo de la estrategia Marina

Europea y los acuerdos Ministeriales de Bremen 2003.

Los presidentes de los diferentes Comités Técnicos presen-

taron un informe sobre los trabajos realizados. A continua-

ción pasa a desarrollarse lo tratado en cada uno de ellos.

a) Comité de Vigilancia y Evaluación (ASMO):

Los principales temas tratados y acordados se centraron en:

— JAMP.- Revisión del trabajo de evaluación en el

periodo 1998-2006

— Preparación por parte de la Secretaría de un

documento sobre la evaluación de impactos del

cambio climático en los océanos que será la base

del QSR en este tema.

— Aprobación de la versión revisada del JAMP, que

incorpora la información general en los programas

CAMP, CEMP y RID, diversidad biológica y

ecosistemas, eutrofización, sustancias peligrosas,

actividades offshore y sustancias radioactivas.

— Aprobación de la publicación en la web

www.ospar.org de los informes de CAMP, CEMP

y RID correspondientes a los datos de 2003

— Adopción de los principios revisados del

programa RID y de los términos de referencia

para la revisión del programa CEMP.

— La reunión concluyó que debe mejorarse la

información sobre descargas de metales pesados

provenientes del agua de producción desde las

instalaciones offshore y en particular sobre

Cadmio, Plomo y Mercurio. Para ello en el

Comité de la Industria Offshore (OIC) las

diferentes Partes Contratantes con instalaciones

offshore deberán seleccionar un número

representativo de instalaciones y comunicarlo a

la reunión de OIC 2006.

— Con respecto a la vigilancia en el entorno de las

instalaciones offshore, OSPAR acordó que las

Partes Contratantes implicadas deberán proceder

a recopilar lo antes posible toda la información

ambiental de acuerdo con las directrices

(producto OM-1) y enviar a OIC 2006

información al respecto.

b) El Comité de Biodiversidad (BDC):

Los principales temas tratados fueron los siguientes:

— Se presentaron los resultados de los objetivos de

calidad ecológicos (EcoQ) del estudio piloto

realizado en el Mar del Norte, evaluando la

3. Petróleo

285

Medio

am

bie

nte

calidad del medio marino a través de un conjunto

de indicadores ecológicos.

— Se aprobó el programa de trabajo para el

desarrollo de propuestas de medidas de gestión

para la protección de especies y hábitats de la

lista inicial de OSPAR.

— Se acordó iniciar el procedimiento para

actualizar la lista inicial OSPAR sobre especies y

hábitats protegidos.

— Se presentaron los resultados de una primera

fase de recopilación de información sobre la

distribución geográfica de los hábitats y especies

en peligro de la lista OSPAR y se aprobó la

publicación de tales mapas, incluyendo los de

corales de aguas profundas (Lophelia pertusa)

sobre la que UNEP pidió a las Partes

Contratantes la mayor información posible de

cara a un trabajo específico de la distribución de

los mismos a nivel global.

— Se urgió a las partes contratantes que no lo

hubieran hecho a que enviaran la respuesta al

cuestionario sobre impacto del turismo y

actividades recreativas, cuya evaluación va a ser

realizada por España.

— Se acordó que, de momento, no existe suficiente

apoyo para iniciar la tramitación en la OMI de la

designación de la zona OSPAR como de Área de

especial protección de acuerdo con MARPOL

73/78 por lo que debe continuar trabajando en la

propuesta a presentar a la OMI de cara a conseguir

una posición común de todas las partes implicadas.

— Dentro del desarrollo de una estrategia regional

en la gestión de aguas de lastre, se deben enviar

a Reino Unido, antes de la reunión de BDC

2006, información sobre:

• Especies intrusivas y problemas asociados a

las mismas.

• Cantidades y origen de las aguas de lastre

descargadas anualmente en los puertos.

c) Comité de Eutrofización (EUC):


— Actualización y aprobación del procedimiento

común para la identificación de zonas eutróficas

en el área marítima OSPAR.

— Adopción de la actualización del acuerdo sobre

el Programa de Vigilancia de la Eutrofización.

— Convocatoria de una reunión de trabajo para

finalizar la guía HARP NUT para la

cuantificación y notificación de las pérdidas de

nitrógeno y fósforo de fuentes antropogénicas

difusas.

d) Comité de Sustancias Peligrosas (HSC):


1. Selección y Priorización de Sustancias Peligrosas

— Acuerdo para eliminar hexaclorociclopentadieno

(HCCP), 4-tert-butiltolueno y trifenilfosfina de

la Lista OSPAR de Sustancias Prioritarias.

— Actualización del manual DYNAMEC sobre

selección y priorización de sustancias.

— Se acordó que este comité hará un seguimiento

de las sustancias que no están adecuadamente

contempladas en la Estrategia Europea de Medio

Marino como son cosméticos, pesticidas,

productos farmacéuticos y medicinas

veterinarias y no están suficientemente

regulados en la legislación europea.

— Aprobación de los documentos base sobre

phtalatos, perfluoroctano sulfonatos y

dimetilbutilamino-difenilamina.

— Revisión de las acciones sobre sustancias

prioritarias acordadas en los documentos base de

OSPAR.

286

Medio

am

bie

nte

2. Sectores Industriales

— Revisión del BREF de balsas de residuos en

actividades mineras.

— Aprobación del formato para reportar sobre las

industrias de metales no-férreos.

— Información de los datos reportados de las

medidas OSPAR relativas a la industria del papel.

— Información de los datos reportados de las

medidas OSPAR relativas a la industria textil.

— Evaluación conjunta de efluentes industriales

complejos

3. Revisión y actualización de las Estrategias para

control y vigilancia de sustancias prioritarias

e) Comité de Sustancias Radiactivas (RSC):


— Descargas procedentes del sector no nuclear.

Tras levantarse las reservas existentes, se aprobó

el Procedimiento Modificado de Notificación de

descargas de sustancias radioactivas del sector

no nuclear que obliga a notificar a OSPAR las

descargas de sustancias radioactivas realizadas

por los siguientes sectores:

• Extracción de gas y petróleo (incluyendo en

tierra).

• Industria de Fosfatos.

• Pigmentos de Dioxido de Titanio.

• Acerías.

• Medicina.

• Universidades y Centros de Investigación.

Los datos correspondientes al periodo 1 de enero

– 31 de diciembre de 2004 deberían ser enviados

antes del 1 de octubre de 2005.

— Descargas de instalaciones nucleares. Se aprobó

la evaluación del informe de descargas líquidas

correspondiente a 2003.

— Vigilancia de concentraciones en el medio

marino. Se aprobó el Programa de Vigilancia de

concentración de sustancias radioactivas en el

medio marino de acuerdo con el procedimiento

propuesto por RSC con las modificaciones en

cuanto a localización de estaciones y frecuencia

de muestreo realizadas por Francia e Irlanda en

lo que afecta a su territorio.

f) Comité de la Industria Offshore:

Los puntos tratados y los acuerdos alcanzados se centra-

ron en:

1. Instalaciones offshore

— Publicación de la base de datos armonizada de

instalaciones offshore en aguas del Convenio

que se podrá consultar en la web www.ospar.org.

2. Substancias químicas.

— Control, uso y reducción de descargas de

químicos en offshore.

• Substancias de acción prioritaria.

• Revisión de la Decisión 2000/2 y

Recomendaciones 2000/4 y 2000/5.

• Acciones en relación con la lista de químicos

que OSPAR ha catalogado como de acción

prioritaria.

— Criterios a considerar en la Decisión 2000/3.

3. Gestión de aguas de producción.

— Recomendación 2001/1 sobre gestión de aguas

de producción.

• Gestión de aguas de producción:

• Hidrocarburos “disueltos” (aromáticos).

• Método de medida de hidrocarburos dispersos

(alifáticos).

— Substancias radiactivas.

287

Medio

am

bie

nte

4. Contaminación por otras fuentes.

— Combustión en antorcha en pruebas de

producción.

5. Efectos adversos de las actividades offshore

diferentes de la contaminación.

— Evaluación del impacto de las actividades de

exploración y explotación.

— Restauración del medio marino afectado por las

actividades offshore. (cutting piles)

6. Informes sobre emisiones, descargas y pérdidas.

— Se publicará el informe de 2003 en la web.

www.ospar.org.

7. Vigilancia y efectos medioambientales.

— Los aspectos relativos a la vigilancia en el

entorno de las instalaciones offshore y las

descargas de metales pesados.

— Los trabajos conjuntos OIC – BDC en relación

con el almacenamiento de Dióxido de Carbono

en el subsuelo.

En la reunión OSPAR, además, se presentaron y discu-

tieron los programas de trabajo 2005/2006 de cada uno

de los seis Comités.

Finalmente, se trataron los asuntos que se relacionan a

continuación:

— Relaciones con ICES.

— Publicaciones.

— Normas de procedimiento, con algunas

modificaciones en cuanto a la distribución de

documentos restringidos, la distribución de

documentación por medios electrónicos en lugar

de copias en papel y los procedimientos de

votación.

— Admisión de la organización “Robin des Bois”

como observador.

— Revisión de las cuentas de 2004 y adopción del

presupuesto para el próximo ejercicio.

— Calendario de reuniones para el próximo

ejercicio. En el Anejo 10 se incluye el calendario

de reuniones para el periodo 2005-2006.

3.1.2. Convenio de Barcelona

El Convenio de Barcelona es un acuerdo mediante el cual

se establece una obligación general para adoptar las medi-

das adecuadas para prevenir, reducir y eliminar la conta-

minación en el Mar Mediterráneo y proteger y mejorar el

medio ambiente marino en dicha zona. Se desarrolla en

base a protocolos que establecen las fuentes de contami-

nación que deben controlarse: la contaminación por verti-

mientos, procedente de buques, de actividades de explora-

ción y explotación en la plataforma continental 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.

Dentro de las actividades de 2005 en este Convenio hay

que destacar la celebración del “Seminario para la revi-

sión de la implementación del Protocolo Dumping y sus

líneas directrices” que se celebró en Nicosia (Chipre) los

días 17-18 de febrero de 2005. Este seminario lo pro-

movió el Convenio con objeto de instruir y asesorar a los

responsables de dicho Protocolo en los diferentes países

ribereños del Mediterráneo, sobre las diferentes expe-

riencias sobre las líneas directrices para el desmantela-

miento de instalaciones offshore. La CNE participó en el

mismo como ponente instructor.

Los días 8 a 11 de Noviembre de 2005 se convocó la XIV

Conferencia Ordinaria de las Partes Contratantes que se

288

Medio

am

bie

nte

celebró en Portoroz (Eslovenia) Se trataron las conclusio-

nes del informe “Priority issues in the Mediterranean

Environment”, preparado conjuntamente por la Agencia

Europea del Medio Ambiente y la UNEP Plan de Acción

para el Mediterráneo. El informe aporta una visión gene-

ral de los problemas de la región y también de los diferen-

tes Estados individualmente. Hace especial incidencia en

los efectos que causa el desarrollo de costa, la navegación

y los problemas biológicos causados por las nuevas espe-

cies no autóctonas y el crecimiento incontrolado de las

algas. Se adoptaron en dicha reunión, la Estrategia

Mediterránea de Desarrollo Sostenible y se aprobaron las

Líneas Directrices para la creación de arrecifes artificiales.

3.1.3. Convenio de Londres

En 1972 se firma en Londres el “Convenio para la preven-

ción 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.

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.

En la reunión número 27 de las Partes Contratantes cele-

brada en octubre de 2005 salió elegida España como

nueva presidencia del Convenio. Cabe destacar en los

resultados de la reunión la perfecta estructuración del

programa de trabajo 2006-2008 en 63 productos reparti-

dos en nueve objetivos que son los siguientes:

1. Prospección para la integración en el Convenio-

Protocolo de nuevas Partes Contratantes.

2. Preparación para la entrada en vigor del Protocolo de

1996.

3. Cuestiones relativas al cumplimiento.

4. Captura y almacenamiento de CO2 en estructuras

subterráneas en el subsuelo marino.

5. Desarrollo de líneas directrices y cuestiones científi-

cas y técnicas para implementar el Convenio y el

Protocolo.

6. Cuestiones relativas con la gestión de residuos

radiactivos.

7. Interpretación del Convenio de Londres.

8. Asistencia Técnica y Cooperación.

9. Relación con otras organizaciones en el campo de la

protección medioambiental.

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

289

Medio

am

bie

nte

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 responsabilidad

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 dos 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

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. Evolución acuerdos de Kyoto

3.2.1. Puntos fundamentales del Protocolo

de Kyoto

Con objeto de luchar contra el cambio climático, en

1997 se firmó el Protocolo de Kyoto, 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% en el

periodo 2008-2012, respecto a los niveles de emisiones

del año base. El Protocolo entró en vigor el 16 de febre-

ro de 2005.

290

Medio

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nte

Los gases de efecto invernadero a los que hace referen-

cia el Protocolo de Kyoto son los siguientes: dióxido de

carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O),

hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y

hexafluoruro 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 Miembros ratifi-

caron el Protocolo mediante la Decisión 2002/358/CE

del Consejo, obligándose a reducir conjuntamente sus

emisiones de gases de efecto invernadero un 8 % en el

periodo objetivo, respecto a los niveles de 1990. Los

objetivos de limitación de emisiones correspondientes a

cada Estado Miembro en virtud de dicha Decisión son

muy diferentes, habiéndose acordado que España pueda

incrementar sus emisiones un 15 % en el periodo 2008-

2012.

El Protocolo de Kyoto 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 últimos meca-

nismos en la Unión Europea, se aprobaron dos directi-

vas. La 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, (apartado 3.3.1) 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 Kyoto,

(apartado 3.3.2).

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 inver-

nadero en la Comunidad y para la aplicación del

Protocolo de Kyoto y posteriormente la Decisión de la

Comisión 2005/166/CE, de 10 de febrero de 2005, por

la que se establecen disposiciones de aplicación de la

Decisión anterior.

En 2005 también la Comisión realizó un análisis a

medio y largo plazo de las implicaciones políticas, eco-

nómicas y sociales de sus compromisos internacionales

en el documento 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 Regiones: “Ganar la batalla contra el

cambio climático mundial”. Ese documento, tiene la

intención de servir de referencia, en particular, para el

debate sobre las estrategias de reducción de las emisio-

nes de gases de efecto invernadero en virtud del

Protocolo de Kyoto, que entró en vigor el 16 de febrero

de 2005.

Además, la Comisión centró su atención en un caso par-

ticular: en una Comunicación de 27 de septiembre,

COM (2005) 459, relativa a la reducción del impacto

de la aviación sobre el cambio climático. En ella obser-

va que la explotación creciente del transporte aéreo con-

tribuye al cambio climático, ya que los aviones son una

fuente cada vez más importante de emisiones de gases

de efecto invernadero. Así pues, la Comisión propone

integrar a los operadores aéreos en el Régimen

Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión

(RCCDE). De este modo, se incitaría a las compañías

aéreas a reducir sus emisiones de modo permanente.

En 2004 se comenzó en España la trasposición de toda

la normativa europea anteriormente citada, continuán-

291

Medio

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nte

dose dicho proceso en 2005 en el que se han dictado las

siguientes disposiciones:

• Ley 1/2005 de 9 de marzo, por la que se regula el régi-

men de comercio de derechos de emisión de gases de

efecto invernadero.

• Ley 22/2005, de 18 de noviembre, por la que se incor-

poran al ordenamiento jurídico español diversas direc-

tivas comunitarias en materia de fiscalidad de produc-

tos energéticos y electricidad y del régimen fiscal

común aplicable a las sociedades matrices y filiales de

estados miembros diferentes, y se regula el régimen

fiscal de las aportaciones transfronterizas a fondos de

pensiones en el ámbito de la Unión Europea. (La dis-

posición final tercera establece modificaciones a la

Ley 1/2005, de 9 de marzo)

• Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas

urgentes para el impulso a la productividad y para la

mejora de la contratación pública. (El Título III estable-

ce modificaciones a la Ley 1/2005, de 9 de marzo).

• Real Decreto 60/2005, de 21 de enero, por el que se

modifica el Real Decreto 1866/2004, de 6 de septiem-

bre, por el que se aprueba el Plan nacional de asigna-

ción de derechos de emisión, 2005-2007.

• Real Decreto 1264/2005, de 21 de octubre, por el que

se regula la organización y funcionamiento del

Registro nacional de derechos de emisión.

• Real Decreto 1315/2005, de 4 de noviembre, por el

que se establecen las bases de los sistemas de segui-

miento y verificación de emisiones de gases de efecto

invernadero en las instalaciones incluidas en el ámbi-

to de aplicación de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por

la que se regula el régimen del comercio de derechos

de emisión de gases de efecto invernadero.

3.2.2. La Décimo Primera Conferencia de las

Partes

La décimo primera sesión de la Conferencia de las

Partes de Naciones Unidas (COP 11) y primera reunión

tras la entrada en vigor del Protocolo de Kyoto

(COP/MOP -1), tuvo lugar entre el 28 de noviembre y el

9 de diciembre 2005 en la ciudad de Montreal (Canadá).

Esta reunión supuso un gran avance en el compromiso

de prolongar el Protocolo de Kyoto más allá de 2012,

fecha en la que expira este Tratado.

La Conferencia se cerró con la adopción de más de cua-

renta decisiones que fortalecerán los esfuerzos globales

para combatir el cambio climático. Entre las más impor-

tantes figuran:

• Creación de un grupo de trabajo que preparará los

acuerdos más allá de 2012.

• Financiación de los MDL por parte de los países desa-

rrollados con más de 13 millones de dólares en 2006-

2007. Se ha simplificando su mecanismo y reforzado

su gestión.

• Elección de los miembros del Comité de Control.

• Lanzamiento de la segunda fase del Protocolo es decir

la puesta en marcha de inversiones entre países desa-

rrollados y especialmente en países en transición.

• Se adoptó finalmente el manual de reglas de 1997 del

Protocolo Kyoto llamado comúnmente acuerdos de

Marrakech.

• Importancia de las nuevas tecnologías y en particular

se decidió la realización de un examen minucioso de

todos los aspectos de la tecnología en relación con la

captura y almacenamiento en el subsuelo de CO2.

292

Medio

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nte

3.2.3. 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 direc-

ta de la Secretaría General de Medio Ambiente del

Ministerio.

En la actualidad, de acuerdo con el Real Decreto

562/2004, de 19 de abril, la Oficina Española de

Cambio Climático ha pasado a depender de la Secretaría

General para la Prevención de la Contaminación y del

Cambio Climático.

Tal como recoge el Real Decreto 1477/2004, de 18 de

junio, por el que se desarrolla la estructura orgánica

básica del Ministerio de Medio Ambiente, la Oficina

Española de Cambio Climático se configura como

Subdirección General del Ministerio de Medio

Ambiente, dependiente de la Secretaría General para la

Prevención de la Contaminación y del Cambio

Climático.

Bajo la supervisión del Secretario General para la

Prevención de la Contaminación y del Cambio

Climático es el Director quien desempeña las funciones

directivas de la OECC que está estructurada en cuatro

áreas técnicas:

— Área de Asesoría Científica

— Área de Análisis y Políticas Sectoriales

— Área de Cumplimiento y Desarrollo

— Área de Mecanismos e Instrumentos

Los técnicos de las distintas áreas realizan sus funciones

bajo la supervisión de la Coordinadora de la OECC

quién, a su vez, canaliza las relaciones externas de la

Oficina, la participación en acciones formativas y la

atención a peticiones de información.

Los objetivos básicos de la Oficina Española de Cambio

Climático son los siguientes:

— Fortalecer técnica y científicamente la capacidad

negociadora de España en foros tanto internaciona-

les como nacionales.

— Efectuar el seguimiento de la aplicación en España

de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre

Cambio Climático y del Protocolo de Kyoto.

— Colaborar con las distintas Administraciones del

Estado Español, instituciones públicas y privadas y

demás agentes sociales en iniciativas tendentes a la

lucha frente al cambio climático.

— Impulsar la información, formación, y sensibiliza-

ción social siguiendo las directrices establecidas en

el Programa de Trabajo de Nueva Delhi sobre el

Artículo 6 de la Convención Marco de Naciones

Unidas sobre Cambio Climático.

Desde su creación en el año 2001, la OECC se confi-

guró como un instrumento especializado para desarro-

llar la política del Ministerio de Medio Ambiente en

materia de cambio climático. Es el Real Decreto

1477/2004, de 18 de junio, el que determina como fun-

ciones de la Oficina Española de Cambio Climático las

siguientes:

— Realizar las funciones técnicas y de gestión del

secretariado del Consejo Nacional del Clima.

— Realizar el seguimiento de la Convención Marco

sobre Cambio Climático de Naciones Unidas e

impulsar las políticas y medidas para su correcta

aplicación en España.

293

Medio

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bie

nte

— Actuar como punto focal del Ministerio de Medio

Ambiente respecto de los organismos y convenios

internacionales especializados en materia de cambio

climático.

— Participar en la representación institucional del

Ministerio en los foros internacionales en materia de

cambio climático.

— Prestar a los distintos órganos de las Administraciones

Públicas el oportuno asesoramiento en los asuntos

relacionados con el cambio climático.

— Colaborar con las Comunidades Autónomas en el

análisis de las repercusiones que el cambio climáti-

co tiene en las materias de su competencia.

— Relacionarse con las Administraciones Públicas,

organizaciones no gubernamentales, instituciones y

entidades públicas y privadas y demás agentes socia-

les para colaborar en iniciativas tendentes a la lucha

frente al cambio climático.

— La propuesta de normativa y el desarrollo de los ins-

trumentos de planificación y administrativos que

permitan cumplir con los objetivos establecidos en

materia de cambio climático.

3.2.4. La Autoridad Nacional Designada (AND)

De acuerdo con la reglas 15/CP 7,16/CP 7 y 17/CP 7 del

Protocolo de Kyoto, 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.

Hasta el día de su constitución se habían presentado seis

proyectos ante la AND y en la primera sesión se aprobó

la participación voluntaria de España en cuatro de ellos

tres de Unión Fenosa y uno de Endesa.

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

Contaminación y del Cambio Climático y la Secretaría a

la Oficina Española del Cambio Climático.

3.3. Unión Europea

3.3.1. 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 estable-

ce un régimen comunitario para el comercio de derechos de

emisión de gases de efecto invernadero a fin de fomentar

reducciones de las emisiones de estos gases de forma efi-

caz en relación con el coste y económicamente 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 ope-

radores y a los Estados Miembros como preparación y

aprendizaje de cara a la participación en un mercado

internacional basado en el Protocolo de Kyoto.

294

Medio

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nte

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 periodo

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 conside-

ra que el operador es capaz de garantizar el seguimiento y

la notificación de las emisiones de la instalación.

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-

cadas, y establece los requisitos de seguimiento y notifi-

cación de las emisiones.

Cada Estado Miembro debe elaborar un Plan Nacional

de Asignación

— para el periodo de tres años que comienza el

1/1/2005,

— para el periodo de cinco años que comienza el 1/1/2008

y para cada periodo de cinco años subsiguiente,

que determinará la cantidad total de derechos de emisión

que prevé asignar durante el periodo correspondiente y

el procedimiento de asignación. Dicho Plan se basará en

criterios objetivos y transparentes, incluidos los enume-

rados en el Anexo III de la Directiva.

Para el periodo de 3 años que comienza el 1/1/2005, los

Estados Miembros asignarán gratuitamente al menos el

95% de los derechos de emisión. Para el periodo de

cinco años que comenzará el 1/1/2008, los Estados

Miembros asignarán gratuitamente 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 jurí-

dica.

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 verificadas. 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 periodo. El “banking”

entre el periodo 2008-2012 y periodos 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

llevar una cuenta exacta de la expedición, la titularidad,

la transferencia y la cancelación de derechos de emisión.

Corresponde a la Comisión designar un Administrador

295

Medio

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nte

Central que llevará un registro independiente de transac-

ciones, para comprobar que no se producen irregulari-

dades.

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-

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

exclusión temporal de determinadas instalaciones y a la

inclusión unilateral de actividades, instalaciones y gases

por los Estados Miembros, sujetas a la aprobación de la

Comisión. Asimismo, se permite la formación de agru-

paciones (“pools”) de instalaciones.

Se incluye una cláusula de revisión de la Directiva.

3.3.2. 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 Kyoto

Junto con el comercio de derechos de emisión, el

Protocolo de Kyoto establece dos mecanismos basados

en proyectos, el mecanismo de aplicación conjunta (AC)

y el mecanismo para un desarrollo limpio (MDL), con

los siguientes objetivos: contribuir a la transferencia de

tecnología y favorecer el desarrollo sostenible en los

países de acogida de los proyectos, permitiendo asimis-

mo una reducción de los costes asociados 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 porcen-

taje determinado 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 llevará a la práctica median-

te la expedición e inmediata presentación de un dere-

cho de emisión a cambio de un crédito por proyectos

MDL o AC.

En dicho mercado se podrán utilizar todos los créditos

de proyectos MDL y AC que sean expedidos de acuer-

do con las reglas del Protocolo de Kyoto excepto los

créditos de proyectos nucleares., durante los periodos

2005-2007 y 2008-2012, y los créditos asociados a

actividades LULUCF (uso de la tierra, cambio en el

uso de la tierra y servicultura). En la revisión de la

Directiva de comercio de derechos de emisión que se

realizará en 2006, se volverá a estudiar 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 hidroeléctrica 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 mismos, se

respetarán los criterios y orientaciones internacionales

establecidos al respecto.

296

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3.3.3. 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 denomina-

das “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 par-

tículas 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 apli-

ca una segunda etapa. Los Estados Miembros también

pueden optar porque las “instalaciones de combustión

existentes” se sometan a un plan nacional de reducción

de emisiones que deberá reducir las emisiones anuales

totales de estos contaminantes a los niveles que se hubie-

ran alcanzado aplicando los valores límite mencionados

anteriormente. Los planes son una herramienta 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 especi-

ficados en el plan. En este caso, no es necesario que cada

instalación cumpla de forma individual 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 importan-

cia ya que afecta tanto al ámbito de instalaciones inclui-

das en el plan, “enfoque combinado” o sujetas a valores

límite de emisión como a los valores de emisión que les

aplican, ya sea directamente o de manera indirecta a tra-

vés de los cálculos que se realizan en el plan. Dicha

interpretación es la siguiente: Las instalaciones existen-

tes 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-

297

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nte

tentes”, dicho plan debería haber sido comunicado a la

Comisión Europea a más tardar el 27 de noviembre de

2003, aunque este plazo no esta siendo respetado en

muchos casos. En el caso de los nuevos Estados

Miembros, la fecha relevante es 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 valo-

res límite de emisión o “enfoque combinado”.

Diversos Estados Miembros han ido remitiendo a la

Comisión Europea varias versiones de planes nacionales

que han sido analizadas. La Comisión invitó a los

Estados Miembros a presentar 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. Hasta la fecha se han recibido versiones

finales de planes de Finlandia, Irlanda, y la Republica

Checa y “enfoques combinados” de España, Francia y

Reino Unido y se han evaluado los planes/”enfoques

combinados” de Finlandia, España e Irlanda. Se esta a la

espera de una versión actualizada del plan griego, que ya

fue previamente evaluado por la Comisión. Eslovenia y

Holanda presentaron respectivamente un “enfoque com-

binado” 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. Por

otra parte, la Comisión está a la espera del plan portu-

gués y Polonia aun no ha decidido qué opción utilizará

para la aplicación de la Directiva.

Tras solicitar la aprobación de los Estados Miembros, la

Comisión Europea tiene previsto publicar en su web la

versión final de los planes/”enfoques combinados” reci-

bidos de los Estados Miembros, conjuntamente con la

evaluación de la Comisión y la respuesta de los Estados

Miembros a los comentarios de la misma, una vez con-

cluya todo el proceso de evaluación.

3.4. 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 biocarburan-

tes recogida en el Real Decreto 61/2006, de 31 de

enero, por el que se fijan las especificaciones de gaso-

linas, gasóleos, fuelóleos y gases licuados del petróleo

y se regula el uso de determinados biocarburantes, se

circunscribe únicamente al biodiésel tipo FAME de

origen vegetal o animal (cuyas especificaciones están

recogidas en la norma UNE- EN 14214) y al bioetanol

de origen vegetal.

3.4.1. 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

energéticos, 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 pre-

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visto para el año 2010 en la Directiva 2003/30/CE,

relativa al uso de biocarburantes, consistente en el

5,75 % en base energética sobre el total de carburan-

tes de automoción comercializados 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

objetivo indicativo lo que, según sus cálculos, elevaría

el objetivo energético en esta área en el horizonte de

2010 hasta alcanzar los 2,2 millones de toneladas

equivalentes de petróleo (tep). A tal efecto, propone

los siguientes objetivos para cada tipo de recurso y

biocarburante en términos de energía primaria para el

período 2005-2010.

3.4.2. Producción, logística y distribución

de biocarburantes

Actualmente existen en España dos plantas de bioeta-

nol en operación situadas en Cartagena y en La

Coruña, con capacidad de 111 miles de toneladas/año

y 168 millones de litros al año (Mlt/año), respectiva-

mente, cuya producción se destinaba en 2005 a la

obtención de ETBE en las refinerías españolas y a la

exportación. Ya en el segundo trimestre de 2006 se

puso en marcha la primera planta de producción de

bioetanol destinado a mezcla directa con gasolina,

situada en Salamanca, con una capacidad de 200

Mlt/año. Asimismo, existen 6 proyectos en desarrollo

que, en caso de completarse, supondrían una capacidad

adicional de 745 Mlt/año.

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 nueve

plantas de producción en operación, incluyendo la de

BIOCARBURANTES ALMADÉN (Ciudad Real), con

una capacidad de 20.000 Tm/año, que ha iniciado sus

actividades en febrero de 2006. Adicionalmente, existen

dos proyectos de puesta en marcha y al menos dieciséis

en fase de diseño y definición.

De manera individual, los productores están realizando

inversiones para aumentar capacidad. STOCKS DEL

VALLÉS prevé quintuplicar su capacidad de producción

(de las 6.000 Tm/año actuales a un total de 31.000

Tm/año), teniendo previsto poner en operación esta

nueva capacidad en septiembre de 2006. BIONOR, por

su parte, ha adquirido el grupo italiano Comlube, que

dispone de una planta en Brescia con una capacidad de

45.000 Tm/año, que se espera alcance a final del año

2006 un volumen total de 80.000 Tm/año.

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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 3.4.1. Objetivos energéticos PER 2005-2010

300

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Bilbao

Coruña

Zamora

SalamancaTarragona

Cartagena

Puertollano

Algeciras

Huelva

Refinería Repsol YPF (ETBE)

Refinería Cepsa (ETBE)

Planta bioetanol en operación

Planta bioetanol en proyecto

Gráfico 3.4.1. Instalaciones de producción de bioetanol y ETBE (refinerías) en España

Fuente: CNE.

EHN

Plantas operativas

Plantas puesta marcha

Plantas en construcción

Plantas en proyecto

BionorteBiodieselProductions

BionorTransformación

GebiosaGreen FuelEntabán

BioenergéticaExtremeña 2020

Stocks del Valles

EHN

Biocarbur. Catal.Acor

Bionet Europa

Randa Group

Grupo Ecológico Natural

BiodieselProductions

IDAE-UCMBiodieselCast-LaMancha

BiocombustiblesLa Mancha

BiocombustiblesCuenca

CooperativaSan Dionisio

CoreysaBiodiesel

Bionor Sur

BiocombustiblesAndaluces

BiocarburantesAlmadén

BiocombustiblesAndaluces

Gráfico 3.4.2. Instalaciones de producción de biodiésel en España

Fuente: CNE.

En 2005 la producción acumulada de éster metílico de

las ocho plantas operativas a finales del año (STOCKS

DEL VALLÉS, BIONET EUROPA, BIONOR

TRANSFORMACIÓN, BIODIESEL CASTILLA LA

MANCHA, E.H.N. BIODIESEL CAPARROSO,

GRUPO ECOLÓGICO NATURAL e IDAE-UCM) se

situó en torno a 75 miles de Tm, de las cuales fueron dis-

tribuidas en el mercado interior aproximadamente 13

miles de Tm para ventas directas, habiéndose dedicado

el resto de la producción a exportaciones y ventas a otros

operadores.

En 2005 nueve operadores al por mayor de productos

petrolíferos distribuían éster metílico en distintos porcen-

tajes de mezcla con gasóleo de automoción (biodiésel):

VIA OIL, PETROMIRALLES, STAR PETROLEUM,

EPENERGY, REPSOL YPF, MEROIL, DYNEFF

ESPAÑA, KUWAIT PETROLEUM y BP. Las ventas de

estas compañías en ese ejercicio superaron las 154.000

Tm de biodiésel (77% a través del canal de estaciones de

servicio y 23 % mediante ventas directas), de las cuales

aproximadamente 66 miles de toneladas corresponden a

mezclas con un volumen inferior al 5% de éster metílico

y 88 miles de toneladas a mezclas mayores del 5%.

En cuanto al comercio exterior, las compañías españolas

han totalizado en 2005 unas exportaciones de 37.684

Tm de éster metílico, lo que representa un 50% de la

producción total, mientras que sólo se han importado

165 Tm.

En relación a las instalaciones de suministro a vehículos,

el biodiésel se comercializaba en aproximadamente 255

puntos de venta titularidad tanto de los operadores al por

mayor como de terceros (superficies comerciales e inde-

pendientes).

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Star BiodiéselPetromiralles

BiodieselMeroil Kuwait Vía Oil Total %

Petroleum Caparroso CLM

Andalucía 1 75 76 30%

Aragón 1 1 0%

Asturias 3 3 1%

Cantabria 21 21 8%

Castilla y León 2 42 44 17%

Castilla La Mancha 3 10 2 15 6%

Cataluña 13 39 1 3 56 22%

Extremadura 4 4 2%

La Rioja 1 1 0%

Madrid 3 2 5 10 4%

Navarra 2 6 8 3%

País Vasco 16 16 6%

TOTAL 6 2 13 14 40 2 178 255

% 2% 1% 5% 5% 16% 1% 70%

(*) EESS propias o de terceros a las que se suministra biodiésel.

Fuente: CNE.

Cuadro 3.4.2. Distribución de puntos de suministro a vehículos por operador y comunidad autónoma

Geográficamente, dichos puntos de venta se localizan en

su mayoría en la Comunidad de Andalucía, con una con-

centración del 30 % de las Estaciones de Servicio con

distribución de biocarburantes, seguida de Cataluña (22

%) y Castilla y León (17%). Los operadores que sumi-

nistran a un mayor número de instalaciones de suminis-

tro a vehículos son VIA OIL, con un total de 178 EE.SS.

y presencia en 11 Comunidades Autónomas, MEROIL,

con 40 EE.SS. de las cuales 39 están situdas en

Cataluña, BIODIESEL CASTILLA LA MANCHA, que

distribuye biocarburantes en 14 EE.SS. situadas en tres

CC.AA. y PETROMIRALLES que lo hace en 13 insta-

laciones, todas ellas situadas en Cataluña.

3.5. Grandes instalaciones de combustión

3.5.1. 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 3.3.3).

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 dis-

posiciones del Real Decreto 833/1975 sobre determina-

das instalaciones de combustión y regula las emisiones

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 recu-

peración de azufre (modificando para éstas últimas lo

establecido en el Real Decreto 1800/1995).

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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA - GCD | UDC · 2016. 11. 22. · Como cada año, desde 1996, la Comisión Nacional de Energía tiene la satisfacción de poner a su disposición la