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bás
ico
20
07
Información básica de los sectores de la energía 2 0 0 7
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Alcalá, 47 - 28014 Madridwww.cne.es
Cub MEMORIA 2007-InformeOK 26/10/07 13:34 Página 1
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1
Edita: CNEComisión Nacional de Energía
Diseño: Sendín & AsociadosFotocomposición e impresión: Closas-Orcoyen, S. L.Depósito legal: M. 42597-2007
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 2
Presentación 11
Electricidad1. El sector eléctrico en la economía española 15
1.1. El sector eléctrico y la actividad económica 15
1.1.1. Evolución de la producción y consumo de energía
eléctrica 18
1.1.2. Evolución de la población ocupada y la participación
del sector eléctrico 21
1.1.3. Evolución de los sectores productivos de la economía
y su participación en el sector eléctrico 24
1.1.4. Participación de la factura eléctrica en el gasto total
de los hogares 27
1.1.5. Participación de la electricidad en el balance energético 28
1.2. El sector eléctrico y la inversión 30
1.3. El sector eléctrico y el sector exterior 31
1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico 33
2. La producción y la oferta eléctricas 41
2.1. El mercado de producción de energía eléctrica 41
2.1.1. Organización del mercado 41
2.1.2. Resultados del mercado en el año 2006 42
2.1.3. Participación en el mercado 43
2.1.4. Hechos destacables durante el año 2006 43
2.2. La oferta eléctrica 44
2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica 44
2.2.2. Generación 45
2.2.3. Transporte y operación del sistema 53
2.2.4. Distribución y comercialización 55
3. Facturación de energía y empresas eléctricas 61
3.1. Facturación de la energía eléctrica 61
3.2. Evolución económico-financiera de los principales
grupos empresariales eléctricos 65
4. La demanda y los consumidores 69
4.1. Evolución de la demanda 69
4.1.1. Demanda en barras de central 69
4.1.2. Demanda en abonado final 70
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 3
4.2. Los consumidores 70
4.2.1. Clasificación por grupos de consumidores 71
4.2.2. Clasificación por niveles de tensión 75
4.2.3. Consumo de energía eléctrica en el mercado liberalizado 75
4.3. Los precios de la electricidad 76
4.3.1. Evolución de los precios 76
4.3.2. Comparación internacional de precios 86
4.4. Calidad de suministro 101
Gas1. El gas natural 107
1.1. Características del gas natural 107
1.2. El mercado del gas en el mundo 108
1.2.1. Reservas probadas de gas natural en el mundo 108
1.2.2. Producción comercializada de gas natural en el mundo 109
1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo 110
1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo 114
2. La industria del gas natural en España 1192.1. Aprovisionamiento de gas 122
2.1.1. Descripción de la actividad 122
2.1.2. Producción nacional e importaciones 122
2.2. Regasificación 127
2.2.1. Descripción de la actividad 127
2.2.2. Situación de la regasificación en España 127
2.3. Transporte por gasoducto 131
2.3.1. Descripción de la actividad 131
2.3.2. Situación del transporte en España 131
2.4. Almacenamiento subterráneo 139
2.4.1. Descripción de la actividad 139
2.4.2. Situación del almacenamiento en España 140
2.5. Distribución 144
2.5.1. Descripción de la actividad 144
2.5.2. Situación de la distribución en España 145
2.6. Comercialización 148
2.6.1. Descripción de la actividad 148
2.6.2. Situación de la comercialización en España 148
2.7. La demanda y los consumidores 149
2.7.1. Evolución de la demanda 150
2.7.2. Los precios del gas natural 164
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 4
Petróleo1. El mercado internacional del petróleo en 2006 193
1.1. La exploración y producción en el mundo 193
1.1.1. Tendencias en el sector de la exploración y producción
en el mundo en el año 2006 193
1.2. Oferta y demanda mundial de crudo 194
1.2.1. Crecimiento moderado de la demanda mundial de crudo
en 2006 194
1.2.2. Crecimiento de la oferta mundial de crudo en 2006 196
1.2.3. Producción mundial de crudo superior a la demanda
en 2006 196
1.2.4. La OPEP mantiene su peso en la oferta mundial
de crudo en 2006 196
1.2.5. Disminución de la cuota oficial de la OPEP en 2006 198
1.2.6. Incremento del precio medio de la cesta OPEP en 2006 198
1.2.7. Menor incumplimiento de la cuota oficial de la OPEP 198
1.2.8. La capacidad excedentaria de la OPEP se mantiene
en niveles similares 199
1.2.9. La producción de Venezuela aumenta ligeramente
en 2006 200
1.2.10. Papel creciente de los países productores independientes 200
1.3. Demanda mundial de productos petrolíferos 201
1.3.1. Disminuye la demanda OCDE de productos petrolíferos 201
1.3.2. Gasolinas y gasóleos, productos más demandados 203
1.3.3. Marcada estacionalidad en el consumo de productos
petrolíferos 205
1.3.4. Importancia creciente de la demanda de productos
petrolíferos NO OCDE 207
1.4. Stocks mundiales de crudo y productos petrolíferos 208
1.4.1. Stocks totales de crudo en la OCDE superiores
a los del año anterior 208
1.4.2. Aumentan los stocks de productos petrolíferos en la OCDE 208
1.4.3. Aumenta el volumen de stocks en términos de días
de demanda 211
1.5. Principales variables de los mercados energéticos internacionales 213
1.5.1. Aumento de precios del crudo en 2006 213
1.5.2. Mercados de futuros de Brent en «contango» 215
1.5.3. Se reduce el diferencial WTI-Brent 215
1.5.4. El diferencial crudos ligeros-pesados se duplica respecto
a 2005 215
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 5
1.5.5. Precios de los productos petrolíferos en Europa al alza 215
1.5.6. Desigual comportamiento de los diferenciales de precios
de productos petrolíferos vs. Brent 221
1.5.7. Disminución de los margenes de refino
norteamericanos en 2006 222
1.5.8. Márgenes de refino en Europa inferiores
a los de 2005 222
1.5.9. Incremento de márgenes comerciales
en la Unión Europea 222
1.6. Empresas petroleras internacionales en 2006 224
1.6.1. Resultados en 2006 224
1.6.2. Comportamiento bursátil 226
2. Exploración y producción en España 227
2.1. Dominio minero 227
2.1.1. Permisos de investigación 227
2.1.2. Concesiones de explotación 231
2.1.3. Variaciones de dominio minero 231
2.2. Actividades 234
2.2.1. Geofísica 234
2.2.2. Sondeos 234
2.3. Producción en España 234
2.3.1. Crudo 234
2.3.2. Gas 235
2.3.3. Evolución histórica 235
2.4. Almacenamiento 235
2.5. Inversiones 236
3. Refino 239
3.1. La actividad de refino en España 239
3.2. Las compañías que refinan en España 240
3.3. Inversiones en la actividad de refino en España 244
4. Logística de productos petrolíferos en España 245
4.1. Marco sectorial 245
4.2. La actividad logística en España 245
4.2.1. Actividad de CLH 245
4.2.2. Logística alternativa a CLH 247
4.3. Productos almacenados 250
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 6
5. Comercialización 2535.1. Consumo de productos 255
5.1.1. Gasolinas 255
5.1.2. Gasóleos y querosenos 256
5.1.3. Reparto geográfico del consumo 256
5.1.4. Consumo por canal 258
5.2. Precios y fiscalidad 258
5.2.1. Precio antes de impuestos (PAI) 259
5.2.2. El precio de venta al público (PVP) 262
5.2.3. Impuestos 262
5.3. Márgenes brutos de comercialización 265
5.4. Puntos de venta 266
6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP) 2696.1. El marco normativo de los GLP 269
6.2. Consumo de GLP 269
6.2.1. GLP Internacional 269
6.2.2. GLP en España 272
6.3. Precios del GLP envasado 279
Medio ambiente1. Electricidad 285
1.1. Emisiones de las grandes instalaciones
de combustión existentes 285
1.2. Emisiones de contaminantes por sectores 288
1.3. Residuos nucleares 288
1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15 290
2. Gas 2912.1. El efecto invernadero 291
2.2. Combustión del gas natural 292
2.3. La lluvia ácida: óxidos de azufre y nitrógeno 293
2.4. Calidad del aire 294
3. Petróleo 2953.1. Convenios internacionales sobre
contaminación marina 295
3.1.1. Convenio OSPAR 295
3.1.2. Convenio de Barcelona 295
3.1.3. Convenio de Londres 295
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 7
3.1.4. Convenio Internacional de 29 de noviembre de 1969
sobre la responsabilidad civil derivada de daños
debidos a la contaminación de las aguas del mar
por hidrocarburos 296
3.1.5. Protocolo de 2003 relativo al Convenio Internacional
sobre la constitución de un Fondo Internacional de
Indemnización de daños debidos a contaminación por
hidrocarburos, 1992, hecho en Londres el 16 de mayo
de 2003 296
3.2. Cambio climático 297
3.2.1. Evolución de los acuerdos Kioto 297
A) La duodécima Conferencia de las partes 298
B) Directiva 2003/87/CE, del parlamento Europeo
y del consejo, de 13 de octubre de 2003,
por la que se establece un régimen para
el comercio de derechos de emisión de
gases de efecto invernadero en la
Comunidad y por la que se modifica la
Directiva 96/61/CE del Consejo 299
C) Directiva 2004/101/CE del Parlamento Europeo
y del Consejo que modifica la
Directiva 2003/87/CE por la que se establece
un régimen para el comercio de derechos
de emisión de gases de efecto invernadero
en la Comunidad, con respecto a los
mecanismos de proyectos del Protocolo de Kioto 301
3.2.2. El cambio climático en España 302
A) La oficina Española del cambio climático 304
B) La Autoridad Nacional Designada (AND) 305
C) El Plan Nacional de Asignación 2008/2012
Balance del año 2005 del Plan Nacional
de Asignación 2005/2007 305
D) Plan Nacional de Adaptación al cambio climático 307
3.3. Grandes instalaciones de combustión 307
3.3.1. Directiva 2001/80/CE, del Parlamento Europeo
y del Consejo, de 23 de octubre de 2001,
sobre limitación de emisiones a la atmósfera
de determinados agentes contaminantes
procedentes de grandes instalaciones
de combustión 307
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 8
3.3.2. Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo, por el que se
establecen nuevas normas de emisiones a la atmósfera de
determinados agentes contaminantes procedentes de grandes
instalaciones de combustión y se fijan ciertas condiciones
para el control de las emisiones a la atmósfera de las
refinerías de petróleo 309
3.4. Eficiencia energética 309
3.4.1. Plan de acción para la eficiencia energética: realizar
el potencial (COM (2006) 545) 309
3.5. Biocarburantes 310
3.5.1. Fomento de los biocarburantes 310
3.5.2. Producción, logística y distribución de biocarburantes 311
Índice
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 9
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1
Como cada año, desde 1996, la Comisión Nacional de
Energía tiene la satisfacción de poner a su disposición
la décima edición revisada y actualizada del “Informe
Básico de los Sectores de la Energía”, correspondiente
al año 2007.
Siguiendo la pauta establecida en el Informe de 2003,
el año de referencia es el de su publicación, en lugar del
año de los datos estadísticos.
Como en anteriores informes, tratamos de agrupar en
una misma publicación todo el conjunto de datos y esta-
dísticas, que, aun siendo públicos, se encuentran dis-
persos en diferentes fuentes, con el fin de facilitar, así,
el análisis y estudio de los interesados.
La estructura del Informe es la misma que hemos utili-
zado en las versiones anteriores.
Una parte dedicada al análisis y comentario de los datos
y acontecimientos del sector energético; y otra, dedica-
da a la recopilación de los datos estadísticos.
Asimismo, incluimos también la versión del informe en
CD, que permite la consulta desde el propio ordenador.
Además de la información sectorial de carácter técnico,
el informe incluye una revisión actualizada de la legis-
lación relacionada con los sectores energéticos.
Por lo que respecta al sector eléctrico, se recoge toda la
información relativa a su comportamiento en la econo-
mía nacional: los datos de producción, la demanda, la
evolución económica y financiera de los grupos empre-
sariales eléctricos, las estadísticas nacionales e interna-
cionales de precios y la calidad del suministro. En el
anexo se han incluido los datos estadísticos y las series
históricas para facilitar una mejor comprensión de la
evolución y futuro del sector.
La información sobre el sector del gas se ha mantenido
con la misma estructura de informes anteriores.
Analizándose las diferentes fases que conforman la
industria del gas en España: aprovisionamiento, regasi-
ficación, transporte, almacenamiento, distribución y
comercialización. En el anexo se han mantenido los
mismos apartados que en el informe anterior, con el
análisis financiero del sector y un apartado dedicado a
la normativa de interés aprobada durante el año 2006.
En el apartado dedicado al sector del petróleo se inclu-
ye información sobre: mercado internacional y merca-
do nacional en sus distintas actividades: exploración, y
producción, refino, logística y comercialización, así
como el mercado de GLP.
En el capítulo dedicado al Medio Ambiente, se recoge
información sobre emisiones de los diferentes sectores
de la energía, la evolución de los acuerdos de Kyoto y
las directivas de la Unión Europea en materia de Medio
Ambiente.
El punto último del anexo facilita información relativa
a las fuentes sectoriales de la información en sus dife-
rentes formatos: papel, digital, internet, etc.
En definitiva, el deseo de la Comisión Nacional de
Energía es el de contribuir con éste como con el resto
de sus informes y publicaciones al mejor conocimiento
y análisis de los sectores de la energía.
Presentación
11
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01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 12
Electricidad
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02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 14
1.1. El sector eléctrico y la actividadeconómica
En 2006, la economía española registró un crecimiento1
del PIB de un 3,9% (cuadro 1.1.1), cuatro décimas más
que el año anterior. Este crecimiento se enmarca en un
contexto internacional también positivo, especialmente
en Europa2, destino de casi el 70% de nuestras exporta-
ciones, y que ha permitido reducir el aporte negativo de
nuestro deficitario sector exterior. El proceso de creci-
miento que presenta España en la actualidad es superior
al que presentan los países más importantes de Europa.
La larga fase de expansión que ha tenido España tiene
diferentes causas relacionadas, en gran medida, con el
proceso de convergencia y posterior ingreso en la Unión
Económica y Monetaria. Así, el asentamiento de una
estabilidad macroeconómica, favorecida por la credibili-
dad antiinflacionista de la autoridad monetaria común y
la consolidación fiscal, el aumento de la participación
laboral, la mejora del funcionamiento del mercado de
trabajo y los procesos de liberalización y privatización
emprendidos han ejercido un efecto expansivo pronun-
ciado. Entre todos estos desarrollos, los cambios en las
condiciones de financiación (importante reducción del
coste de financiación, mayor accesibilidad al crédito) y
los intensos flujos migratorios (que han aumentado la
dotación del factor trabajo ampliando su potencial de
crecimiento) han sido los factores que han ocasionado
1. El sector eléctrico en la economía española
15
Elec
tric
idad
1 Interanual real.2 Aumento del PIB en la zona euro del 2,8% (provisional)gracias a la reactivación de las economías alemana e italiana.
Millones de euros Tasas de variación (%)(precios constantes de 2000) (en términos reales)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 02/01 03/02 04/03 05/04 06/05
PIB a precios de mercado 679.848 729.008 780.557 837.316 905.455 976.189 2,7 2,9 3,1 3,5 3,9
VAB a precios de mercado
Sector industrial (*) 119.217 129.605 134.458 139.164 143.259 151.709 0,7 0,9 1,2 2,5 3,1
Servicios destinados a la venta 412.001 443.889 473.806 507.387 546.929 583.773 2,6 2,8 3,6 3,9 3,6
Demanda interna 696.443 743.644 798.150 865.784 952.086 1.033.664 3,3 3,7 4,8 5,1 4,3
Consumo final 517.419 549.834 582.221 632.137 686.699 738.100 3,2 2,8 4,8 4,3 3,9
Inversión 179.024 193.810 215.929 233.647 265.387 295.564 3,4 6,2 4,9 7,0 6,3
Demanda eléctrica en barras de central (GWh) 217.211 221.609 237.020 248.732 261.262 268.027 2,0 7,0 4,9 5,0 2,6
Peninsular 205.630 209.640 223.892 235.315 246.710 252.878 2,0 6,8 5,1 4,8 2,5
Extrapeninsular 11.581 11.969 13.128 13.825 14.552 15.149 3,4 9,7 5,3 5,3 4,1
Consumos
Productos petrolíferos (kt) 68.343 70.220 71.686 73.717 74.746 73.900 2,7 2,1 2,8 1,4 -1,1
Gas natural (GWh) 211.384 242.342 274.613 318.613 376.229 388.101 14,6 13,3 16,0 18,1 3,2
(*) El sector industrial incluye los productos energéticos y los productos industriales.
Fuente: INE, Boletín Estadístico de Energía Eléctrica e Hidrocarburos e Informe Anual del Banco de España.
Cuadro 1.1.1. Evolución del Producto Interior Bruto, Valor Añadido Bruto por sectores y de la demanda
eléctrica en barras de central
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 15
un impulso más potente sobre el crecimiento en los últi-
mos años.
La demanda nacional ha experimentado una ralentización
en su crecimiento: 4,3% en 2006 frente a 5,1% en 2005.
La demanda externa mejoró su aportación negativa al PIB
en 7 décimas, hasta situarse en -1 punto porcentual debi-
do a una aceleración en el ritmo de crecimiento de las
exportaciones, mayor que el de las importaciones. En lo
que respecta a la demanda interna, tanto el consumo
como la inversión se desaceleraron, aunque no ocurrió en
todos los casos, ya que la inversión más productiva, la de
bienes de equipo, se aceleró (9,7% frente al 9% en 2005).
La principal partida de la inversión, la construcción, se
mantuvo en una tasa de crecimiento similar a la de 2005:
6,0% en 2005 y 5,9% en 2006.
Los datos de 2006 indicarían que se está produciendo un
ajuste del sector privado en cuanto a sus expectativas de
consumo e inversión hacia sendas más moderadas y sos-
tenibles.
En 2006, el empleo ocupado en la economía española
creció a una tasa similar a la del año anterior, un 3,1%,
lo que supuso una creación neta de 550.000 puestos de
trabajo a tiempo completo. España cuenta con una tasa
de paro de aproximadamente un 8%, 15 puntos inferior
a la de 1995, y esto pese al fuerte aumento del número
de inmigrantes en edad de trabajar, ya que el dinamismo
de la ocupación condujo a un nuevo descenso de la tasa
de desempleo.
En cuanto a la inflación, el IPC mostró en 2006 un cre-
cimiento medio del 3,5%, similar al de 2005 (3,4%). El
diferencial de precios de consumo (en términos de índi-
ce armonizado de precios de consumo (IAPC)) con la
UEM se amplió a 1,4 pp en 2006 (el máximo desde el
inicio de la unión monetaria). El proceso inflacionista en
2006 estuvo marcado por el mayor dinamismo de los
costes laborales, una nueva ampliación de los márgenes
de explotación de las empresas españolas y, sobre todo,
por el incremento de los precios de importación, parti-
cularmente del petróleo. En cualquier caso, los principa-
les índices de precios y deflactores fueron recortando su
ritmo de avance a lo largo del año, a medida que el pre-
cio del crudo disminuyó.
El crecimiento del PIB en España en 2006 es muy supe-
rior al mostrado por los 12 países de la zona euro que,
según los datos publicados por Eurostat, experimentaron
una media de crecimiento del 2,6 % (una décima menos
si se consideran los países de la Unión Europea de los
15); el crecimiento español es el más alto desde 2001, lo
que implica una mayor convergencia. En 1995, el PIB
español era el 73% del alemán y el 80% del de la media
europea (15 países) y hoy es el 90% en ambos casos
según datos de la OCDE. A pesar de tener más inflación
que los otros países europeos, el fuerte dinamismo de la
actividad interior ha compensado con creces nuestra
menor competitividad.
El saneamiento de nuestras cuentas públicas y la conten-
ción salarial son dos factores fundamentales que han
permitido el fuerte crecimiento de los beneficios de las
empresas españolas. Sin embargo, el Banco de España
advierte del peligro para las empresas de posibles subi-
das de los tipos de interés.
Del lado de la oferta, en el año 2006 con respecto a
2005, destaca el crecimiento de las ramas industriales y
primarias y fue prácticamente igual de intenso el ritmo
de crecimiento de la construcción. Las ramas energéti-
cas y las ramas de los servicios tuvieron en 2006 meno-
res tasas de crecimiento que en 2005.
En cuanto a la intensidad energética del PIB, medida por
el consumo de energía primaria por unidad de PIB
(tep./millón de euros ctes. de 1995), en 2005, último
16
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 16
dato disponible, ésta era de 234,403. Este ratio que en
1980 era de 225,99, muestra una tendencia creciente
desde 1996, año en el que el ratio era cercano a 220.
Aunque España muestra una tendencia en el indicador
de intensidad primaria contraria a la media europea –en
el período 1985-2003, la UE ha mejorado su intensidad
energética en 18 puntos porcentuales mientras que en
España la ha aumentado en 4 puntos– , la comparación
de este indicador a paridad de poder de compra pone de
manifiesto que en estos momentos la posición de nues-
tro país es pareja con la media de la UE, mostrando el
indicador de intensidad primaria en ambos casos una
tendencia a la estabilización desde comienzos de siglo.
En 2006 la demanda total de energía eléctrica, medi-
da en barras de central (b.c.), alcanzó un crecimiento
del 2,6%, 2,4 puntos porcentuales inferior al creci-
miento registrado en el mismo período del año ante-
rior; la demanda de energía eléctrica peninsular ha
crecido un 2,5% respecto al año anterior y la deman-
da de energía eléctrica en los sistemas extrapeninsu-
lares alcanzó los 15.149 GWh, un 4,1% más que el
año anterior. En los tres últimos años se observa una
tendencia a la desaceleración del crecimiento de la
demanda eléctrica.
Los valores máximos de demanda de potencia media
horaria y de energía diaria se alcanzaron el 30 de enero
con 42.153 MW y el 20 de diciembre con 854 GWh res-
pectivamente, convirtiéndose este último en nuevo
máximo histórico.
Asimismo, durante este ejercicio se han producido nue-
vos máximos históricos en los meses de verano. El 11 de
julio se registró el récord de potencia media horaria con
40.275 MW y el 18 de julio se produjo el máximo histó-
rico de energía diaria con 813 GWh.
La potencia instalada tuvo un crecimiento neto durante
2006 de 4.213 MW, lo que representa un crecimiento de
la capacidad del sistema del 5,7% respecto a la del año
anterior. Este aumento proviene en su mayor parte de la
incorporación de 3.132 MW de ciclo combinado y de
1.210 MW de potencia eólica. En cuanto a las bajas de
potencia instalada, hay que destacar el cierre de la cen-
tral nuclear de José Cabrera que ha supuesto un descen-
so de 160 MW de la potencia instalada total.
La energía hidráulica se ha situado ceca de los 24.000 GWh.
Las lluvias de los últimos tres meses aumentaron las
reservas de los embalses hasta el 61,6% de su capacidad
total a finales de 2006, compensando en parte la fuerte
sequía de 2005 (20 puntos porcentuales menos).
Respecto a la cobertura de la demanda, hay que señalar,
un año más, el progresivo peso de la producción de las
centrales de ciclo combinado, favorecido por la escasa
producción hidroeléctrica de los primeros nueve meses
de 2006. Así, la participación del ciclo combinado ha
elevado su porcentaje hasta el 24%, igualando las apor-
taciones de las tecnologías de carbón y nuclear.
Por su parte, la energía procedente de centrales del régi-
men especial ha cubierto el 19% de la demanda, siendo
casi la mitad de origen eólico. En este sentido, hay que
destacar que el día 8 de diciembre se superó el máximo
histórico de producción eólica con una energía media dia-
ria de 159.291 MWh y una energía horaria de 8.010 MWh
a las 15 horas. Ese día, la producción eólica cubrió el
23,3% de la demanda eléctrica.
Por tercer año consecutivo, el saldo de los intercambios
internacionales ha resultado con signo exportador,
situándose en 3.303 GWh, un 146% superior al del
2005. Este incremento se ha debido principalmente al
17
Elec
tric
idad
3 Fuente: La energía en España 2005, Ministerio de Industria,Turismo y Comercio, Secretaría General de la Energía.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 17
importante aumento de las exportaciones con
Marruecos y al menor saldo importador con Francia.
En 2006, la red de transporte de energía eléctrica ha
aumentado en 407 km de circuitos, de los cuales 16 km
corresponden a la segunda interconexión eléctrica con
Marruecos.
Por otro lado, la demanda anual de energía eléctrica en los
sistemas extrapeninsulares alcanzó los 15.149 GWh, un
4,1% más que el año anterior. Esta demanda se ha cubier-
to en un 52,4% con los grupos de fuel, el 20,7% con las
centrales de carbón, el 21,3% con ciclo combinado y el
5,6% con la energía adquirida al régimen especial.
El gráfico 1.1.1 muestra la evolución de la tasa de creci-
miento de la demanda eléctrica, de la demanda interna de
la economía española y de sus dos componentes -el consu-
mo y la inversión-, poniéndose de manifiesto la fuerte
correlación entre estas magnitudes. Respecto a
la inversión se observan tres fases bien diferenciadas: la
primera, expansiva, que comienza en 1997, con unos fuer-
tes ritmos de crecimiento, tiene su máximo en 1998 con
una tasa de crecimiento en torno al 10% que se mantendría
en 1999; a partir de entonces comienza la segunda fase que
llega hasta 2001, caracterizada por un crecimiento más
moderado y con tendencia a la baja, alcanzándose un valor
mínimo de un 2,5%; en la tercera fase, de 2002 a 2006, se
recupera la senda alcista. Por otro lado, la demanda interna
y el consumo llevan un ritmo de crecimiento muy parejo.
En el gráfico 1.1.1 también se muestran las tasas de cre-
cimiento del consumo de productos petrolíferos y del
consumo de gas natural. Destaca el comportamiento del
consumo de gas natural, donde se superaron tasas de
crecimiento por encima del 30% para 1997 y por enci-
ma de los dos dígitos para el período de 1999-2005 a
excepción de 2001. En 2006 la tasa de crecimiento del
consumo de gas natural anotó un 3,2%.
1.1.1. Evolución de la producción y consumo
de energía eléctrica
En 2006, la producción eléctrica de España se cifró en
302.431 millones de kWh y supuso un crecimiento anual
del 2,6%, dos puntos porcentuales menos que en 2005.
18
Elec
tric
idad
Demanda eléctrica en b.c. Consumos de productos petrolíferosDemanda interna ConsumoConsumos de gas natural Inversión
%
0
5
10
15
20
25
30
35
1996
-5
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 1.1.1. Tasa de variación de la demanda de electricidad y de la demanda interna (%)
Fuentes: INE y REE.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 18
De la producción bruta total, el 78,1% lo aportaron las
instalaciones en régimen ordinario y el 21,9% restante
las instalaciones acogidas al llamado régimen especial,
que incluyen las energías renovables, los residuos y la
cogeneración. El 25,5% de la producción del sistema
eléctrico nacional fue de origen nuclear (60.125 GWh).
En el gráfico 1.1.2 se observa la evolución, en tasas de
crecimiento desde 1979 a 2006, de la producción total
de energía eléctrica en España, destacando dos períodos
bien diferenciados: en el primero, desde 1979 a 1993, la
media aritmética de las tasas de crecimiento es de 3,3%
y en el segundo, de 1994 a 2006, es de 5,0%. La tasa
media acumulativa, calculada para cada uno de esos
períodos, es de un 3,0 y un 5,2%, respectivamente. La
tasa de crecimiento acumulada de producción de energía
eléctrica del último período anota un 83,36%
Respecto a la producción eléctrica desagregada por fuen-
tes energéticas en el año 2006, los crecimientos más
importantes correspondieron a la producción con gas natu-
ral, con un incremento total del 16,3%, y a la producción
con energías renovables y residuos, con un aumento del
12,5%. La producción con carbón experimentó una caída
del 14,2% y la realizada con fuelóleo descendió un 9%.
La contribución de los combustibles fósiles fue del
56,3% del total, incrementándose su participación res-
pecto al año 2005 en un 10%, debido principalmente a
la mayor contribución de la producción de gas natural
que supuso el 26,9% de la producción total en 2006.
Cabe destacar que, tras dos años consecutivos de sequía,
en 2006 se registró un ascenso de la producción hidroe-
léctrica de un 32,1% respecto a la del año 2005. La pro-
ducción en régimen ordinario a través de la hidráulica ha
representado un 10,7%. Otro hecho destacable es el
aumento de la producción nuclear, que alcanzó los 60.125
millones de kWh, valor un 4,5 % superior al del año 2005.
En el gráfico 1.1.3 se muestra la evolución del consumo
neto de energía eléctrica en España, medido en tasas de
variación. En 2006, el consumo neto ascendió a 259.509
millones de kWh, un 2,5% superior al de 2005.
19
Elec
tric
idad
Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual
% Variación respecto año anterior
Tasa media acumulativa decrecimiento entre el período indicado
g = Tasa acumulada de crecimientoentre el período indicado
t =
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
-1,0
6,3
4,4
0,7
2,3 2,4
3,0
6,1
1,4
3,3
4,6
5,9
2,6
5,0
1,1
2,5 2,5
-0,1
4,4
7,3
3,9
6,77,3
5,6
3,8
7,4
6,4
4,6
2,6
g 79-93 = 3,0 5,0g 94-06 = 5,2
1979
T 94-06 = 83,36 %
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
3,3
Gráfico 1.1.2. Evolución de la producción de energía eléctrica (GWh)
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Fuente: Unesa.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 19
Al igual que se ha visto para la producción total de energía
eléctrica, para el consumo neto destacan dos períodos dife-
renciados, 1979-1993 y 1994-2006 con tasas de crecimien-
to de 3,6 y 4,9% respectivamente, mientras que la tasa
media acumulativa es de un 3,3 y 5,0%, respectivamente.
El gráfico 1.1.4 muestra el consumo español de gas
natural, medido en tasas de variación. En 2006 el consu-
mo de gas natural ascendió a 388.101 GWh, un 3,2%
superior al de 2005. La media aritmética de las tasas de
variación del consumo de gas natural para el período
1997-2006 es de un 15,3%, mientras que la tasa media
acumulativa es de un 14,99%.
El gráfico 1.1.5 muestra el consumo español de productos
petrolíferos en tasas de variación. En 2006 el consumo de
20
Elec
tric
idad
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
-1,0
%
% Variación respecto año anterior
Media aritmética de las tasasde crecimiento interanual
Tasa media acumulativa decrecimiento entre el períodoindicado
g = Tasa acumulada de crecimientoentre el período indicado
t =
t 94-06 = 78,93%
4,7
2,5
4,7
6,8
4,6
1,3
0,4
4,7 4,7
2,9
2,2
3,84,4
7,2
3,0
6,9
3,6
4,8
7,47,0
5,9 5,8
3,1
7,1
-0,3
3,1
1,0
4,9
3,6
g 79-93 =3,3 g 94-06 = 5,0
4,3
19801979 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 20061978
Gráfico 1.1.3. Evolución del consumo neto de energía eléctrica (GWh)
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Fuente: Unesa.
Tasa de variación Media aritmética Tasa media acumulativag =
%
g 97-06 = 14,9928,4
8,010,7
9,1
18,2
3,2
31,6
14,614,015,2
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
15,3
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
Gráfico 1.1.4. Evolución del consumo de Gas Natural GWh
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
%
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 20
productos petrolíferos ascendió a 73.900 miles de tonela-
das, un 1,1% inferior a 2005. La media aritmética de las
tasas de variación del consumo de productos petrolíferos
para el período 1997-2006 es de un 3,2%, mientras que la
tasa media acumulativa es de un 3,12%.
1.1.2. Evolución de la población ocupada
y la participación del sector eléctrico
Los datos de población ocupada de la Encuesta de
Población Activa (EPA) revelan que durante 2006 el
número total de ocupados en España aumentó en
775.000, lo que supone un crecimiento del 4,1% (frente
al 5,6% de 2005), hasta situarse en 19,7 millones de
empleados.
Esta tendencia alcista, no se registró por igual en los dis-
tintos sectores de actividad. En concreto, en el sector
agrario y en la industria manufacturera el número de
ocupados ha disminuido un 5,7% y un 0,2% respectiva-
mente. Los sectores de la construcción y servicios tuvie-
ron aumentos por encima del crecimiento del total de
ocupados (7,9% y 5,1% respectivamente). El crecimien-
to del empleo en el sector servicios ha sido el más fuer-
te en términos absolutos (633.000 ocupados más que en
2005), anotando un crecimiento del 5,1%, menor que el
7,1% registrado en el período anterior.
Los sectores de electricidad, agua y gas son intensivos
en capital y absorben un bajo porcentaje del empleo
total. No obstante, en la industria extractiva, en electri-
cidad, gas y agua, se registró el mayor crecimiento (un
10,8%) con un aumento de 18.000 ocupados.
En los cuadros4 1.1.2 y 1.1.3 así como en los gráficos
1.1.6, 1.1.7 y 1.1.8 se puede apreciar con detalle la evo-
21
Elec
tric
idad
0
-2
2
4
6
8
10
12
Tasa de variación Media aritmética Tasa media acumulativag =
%
3,2
4,8
9,5
3,4 2,6
4,9
2,8 2,5
1,7
0,5
-1,1
g 97-06 = 3,12
1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 20062005
Gráfico 1.1.5. Evolución del consumo de productos petrolíferos Kt
(Porcentaje de crecimiento sobre el año anterior)
Nota: El consumo de productos petrolíferos incluye GLP’s, gasolinas, querosenos, gasóleos, fuelóleos y otros.
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
%
4 Como consecuencia del cambio en la base poblacional (censo 2001), se han revisado todas las series que figuran en este cuadro,a partir del año 1996. Adicionalmente, desde el primer trimestre de 2005, se han implantado las nuevas variables obligatorias a quese refiere el Reglamento CE 2257/2003, sobre adaptación de lista de características de la EPA; por tanto, a partir del primertrimestre de 2005, se produce una ruptura metodológica.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 21
lución de la población ocupada en los siete últimos años
(2000-2006).
Como rasgos principales de esta evolución, puede des-
tacarse, en primer lugar, que la ocupación en el sector
agrario viene observando una tendencia decreciente
desde 2001, hasta registrar menos del millón de perso-
nas ocupadas: en concreto, 989.000 ocupados en 2004,
en 2005 hay un ligero aumento y en 2006 vuelve a dis-
minuir hasta un número de ocupados de 944.000. En
segundo lugar, el sector servicios, que es el que emplea
al mayor número de empleados de todas las ramas, pre-
senta un crecimiento continuo desde 1995, pasando de
9,7 millones de ocupados en 2000 a 13,0 millones en
2006, lo que supone un crecimiento, en términos abso-
lutos, de 3,3 millones de personas en todo el período.
En tercer lugar, se observa un cambio de tendencia en
la evolución estable en el sector extractivo, eléctrico,
22
Elec
tric
idad
Industria
Extrac., electr.,Año Total Agrario Resto Total Manufac. (1) gas y agua Construc. Servicios
2000 15.506 1.029 14.477 3.082 2.918 164 1.723 9.672
2001 16.146 1.045 15.101 3.177 3.015 162 1.876 10.048
2002 16,629 995 15.634 3.190 3.035 155 1.980 10.464
2003 17.298 991 16.307 3.202 3.038 164 2.102 11.003
2004 17.972 989 16.983 3.212 3.048 164 2.253 11.518
2005 18.973 1.001 17.972 3.280 3.113 167 2.357 12.335
2006 19.748 944 18.803 3.292 3.107 185 2.543 12.968
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
Cuadro 1.1.2. Ocupados por sector de actividad (datos expresados en medias trimestrales). Miles de personas
Industria
Extrac., electr.,Año Total Agrario Resto Total Manufac. (1) gas y agua Construc. Servicios
2000 – – – – – – – –
2001 4,1 1,6 4,3 3,1 3,3 –1,2 8,9 3,9
2002 3,0 –4,8 3,5 0,4 0,7 –4,3 5,5 4,1
2003 4,0 –0,4 4,3 0,4 0,1 5,8 6,2 5,2
2004 3,9 –0,2 4,1 0,3 0,3 0,0 7,2 4,7
2005 5,6 1,2 5,8 2,1 2,1 1,8 4,6 7,1
2006 4,1 -5,7 4,6 0,4 -0,2 10,8 7,9 5,1
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
Cuadro 1.1.3. Población ocupada. Tasas de variación anual por sectores (%)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 22
gas y agua con una ganancia en 2006 en torno a las
18.000 personas. Por último, en el sector manufacture-
ro se aprecia un moderado aumento de población ocu-
pada de 195.000 ocupados en el período 2000-2005,
mientras que en 2006 se produce una disminución de
6.000 ocupados.
El gráfico 1.1.7 muestra la distribución porcentual de la
población ocupada por sectores de actividad en 2006,
poniéndose de manifiesto que el sector servicios da ocu-
pación a un 65,7% de la población ocupada, seguido a
gran distancia por el sector manufacturero con el 15,7%
y por la construcción con el 12,9%.
23
Elec
tric
idad
ServiciosConstrucciónIndustriaAgrarioTotal
2000 2001 2002 2003 2004 2005
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2006
Gráfico 1.1.6. Población ocupada por sectores
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
Extrac., electr., gas y agua0,9%
Manufacturera (1)15,7%
Agrario4,8%
Construcción12,9%
Servicios65,7%
Gráfico 1.1.7. Distribución porcentual de población ocupada por sectores año 2006
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 23
El sector agrario y el sector extractivo, eléctrico, gas y
agua representan un porcentaje muy bajo en términos de
ocupación en la economía española, ya que el primero
va perdiendo cada vez más ocupados, tanto en términos
absolutos como relativos (con excepción de 2000 y
2005), y el segundo mantiene una ocupación estable a lo
largo del período, del orden de 165.000 empleados, con
un aumento significativo de 18.000 personas en 2006.
1.1.3. Evolución de los sectores productivos
de la economía y la participación en el
sector eléctrico
De acuerdo con las estadísticas de energía eléctrica del
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio correspon-
dientes a 2004 (último año publicado), alrededor del
72,33% de la energía eléctrica distribuida en este año
fue consumida por los sectores productivos de la econo-
mía, porcentaje que se mantiene estable desde 1998. Los
principales demandantes de energía eléctrica como input
en sus correspondientes procesos productivos fueron las
actividades relacionadas con la industria y los servicios
destinados a la venta, que concentraron el 55,06% y el
28,62%, respectivamente, del total de la energía eléctri-
ca distribuida. Así, se ve que la evolución de la deman-
da de electricidad está muy vinculada a los movimientos
registrados por estos dos sectores.
El gráfico 1.1.9 y el cuadro 1.1.4 muestran la estructura
de la demanda de electricidad en los sectores productivos
de la economía española en 2004. Se observa que, si bien
un 66,61% de los clientes totales pertenecen a la rama de
servicios destinados a la venta, el grueso del consumo
eléctrico, un 55,06%, se registra en las ramas industria-
les, entre las cuales la siderurgia y fundición, la petroquí-
mica y la química, la metalurgia no férrea y la alimenta-
ción, bebidas y tabaco fueron las que participaron en
mayor medida en el consumo de electricidad.
El 40,44% de la demanda de electricidad de las activida-
des productivas se genera en los sectores de servicios
tanto no destinados como destinados a la venta, que, a su
vez, representan el 80,76% de los clientes totales.
Dentro de éstos la hostelería y el comercio y servicios
24
Elec
tric
idad
Total Agrario Manufacturas (1) Extrac., electr., gas y agua ServiciosConstrucción
-8,0
-6,0
-4,0
-2,0
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
2006
2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 1.1.8. Tasa de variación anual en porcentaje por sectores
(1) Industria total sin incluir extractivas ni electricidad, gas y agua.
Fuente: Banco de España/Boletín estadístico.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 24
suponen el 66,2% de los clientes y el 26,32% de la
demanda de electricidad.
El cuadro 1.1.4 muestra que los mayores consumos per
cápita se dan en la industria pesada y en la energética.
En estos sectores operan un número muy pequeño de
empresas, que, además, suelen autoabastecerse parcial-
mente de electricidad. Un destacado ejemplo es el del
sector de las refinerías de petróleo con un consumo total
de 3,05 GWh, un 10,6% más de consumo que en 2003 y
con 188 empresas frente a las 191 del período anterior
(ha pasado de 14.453 MWh de media en el período ante-
rior a 16.242 MWh de media en 2004).
El sector de la construcción y de servicios destinados
a la venta tienen el consumo per cápita más bajo, sien-
do de 12,3 y 20,8 MWh, respectivamente, por debajo
incluso del promedio de todos los sectores, que se
encuentra en 48,4 MWh. En estas ramas, el número de
empresas es mucho más elevado, por lo que su consu-
mo se encuentra mucho más disperso que en los secto-
res industriales.
25
Elec
tric
idad
Construcción5%
Industria7%
Agricultura7%
Serviciosdestinadosa la venta
67%
Servicios nodestinadosa la venta
14%
Estructura de clientes de electricidad por ramas de actividad en el año 2004
Construcción1%
Industria55%
Agricultura3%
Serviciosdestinadosa la venta
29%
Servicios nodestinadosa la venta
12%
Estructura de consumo de electricidad por ramas de actividad en el año 2004
Gráfico 1.1.9. Clientes y energía por rama de actividad
Fuente: Estadística de Energía Eléctrica, Ministerio de Ciencia y Tecnología (año 2004).
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 25
26
Elec
tric
idad
Clientes Energía
% sobre total % sobre total Energía porclientes sectores consumo sectores cliente
Número productivos MWh productivos (MWh)
Agricultura 254.391 6,98 5.575.732 3,16 21,91. Agricultura, Ganadería, Silvicultura,
Caza y Pesca 254.391 6,98 5.575.732 3,16 21,9Industria 254.606 6,99 97.018.122 55,06 381,12. Extracción y aglomeración de carbones 576 0,02 739.750 0,42 1.284,33. Extracción de petróleo y gas 310 0,01 66.679 0,04 215,14. Combustibles nucleares y otras energías 102 0,00 19.339 0,01 189,65. Coquerías 16 0,00 13.799 0,01 862,46. Refinerías de petróleo 188 0,01 3.053.420 1,73 16.241,67. Producción y distribución energía eléctrica 4.796 0,13 1.135.753 0,64 236,88. Fábricas de gas-distribución de gas 1.395 0,04 394.882 0,22 283,19. Minas y canteras (no energéticas) 2.289 0,06 1.394.381 0,79 609,2
10. Siderurgia y fundición 5.065 0,14 16.432.829 9,33 3.244,411. Metalurgia no férrea 3.378 0,09 9.188.019 5,21 2.720,012. Industria del vidrio 1.246 0,03 1.544.258 0,88 1.239,413. Cementos, cales y yesos 1.022 0,03 4.785.406 2,72 4.682,414. Otros materiales de la construcción
(loza, porcelana, refractarios, etc.) 13.166 0,36 5.566.245 3,16 422,815. Química y petroquímica 5.860 0,16 11.968.068 6,79 2.042,316. Máquinas y transformados metálicos 49.097 1,35 6.557.845 3,72 133,617. Construcción y reparación naval 681 0,02 236.066 0,13 346,618. Construcción de automóviles y bicicletas 2.469 0,07 3.338.504 1,89 1.352,219. Construcción de otros medios de transporte 342 0,01 366.564 0,21 1.071,820. Alimentación, bebidas y tabaco 55.654 1,53 10.298.086 5,84 185,021. Ind. textil, confección, cuero y calzado 29.164 0,80 3.837.721 2,18 131,622. Ind. de madera y corcho
(excepto fabricación de muebles) 30.143 0,83 2.323.812 1,32 77,123. Pastas papeleras, papel, cartón, manipulados 2.807 0,08 5.805.367 3,29 2.068,224. Artes gráficas y edición 12.761 0,35 1.237.267 0,70 97,025. Ind. caucho, materias plásticas
y otras no especificadas 32.079 0,88 6.714.062 3,81 209,3Construcción 191.774 5,26 2.364.392 1,34 12,326. Construcción y obras públicas 191.774 5,26 2.364.392 1,34 12,3Servicios destinados a la venta 2.426.476 66,61 50.424.934 28,62 20,827. Transportes por ferrocarriles 2.377 0,07 2.746.589 1,56 1.155,528. Otras empresas de transporte 12.879 0,35 1.286.745 0,73 99,929. Hostelería 361.927 9,94 12.093.750 6,86 33,430. Comercio y servicios 2.049.293 56,26 34.297.850 19,46 16,7Servicios no destinados a la venta 515.429 14,15 20.833.190 11,82 40,431. Administración y otros servicios públicos 436.944 12,00 18.273.427 10,37 41,832. Alumbrado público 78.485 2,15 2.559.763 1,45 32,6Total 3.642.676 100,0 176.216.370 100,0 48,4
(*) Incluye servicio público y autoproducción.
Fuente: Estadística de Energía Eléctrica, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (año 2004).
Cuadro 1.1.4. Energía eléctrica distribuida por sectores económicos (*). Año 2004
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 26
1.1.4. Participación de la factura eléctrica en
el gasto total de los hogares
Aunque no hay tarifas que, en sentido estricto, puedan
considerarse de uso doméstico, las tarifas 2.0, 2.0 noc-
turna (2.0N), y 1.0 son las opciones tarifarias general-
mente aplicadas a las economías domésticas. No obstan-
te, en la facturación de estas tarifas se incluyen consu-
mos eléctricos de usos distintos al doméstico, tales
como el de los pequeños comercios y oficinas.
Considerando que la factura eléctrica de las tarifas 2.0,
2.0N y 1.0 es un buen indicador del gasto doméstico en
electricidad, el Gráfico 1.1.10 presenta la evolución,
durante los diez últimos años, de los importes facturados
en estas tarifas.
Cabe destacar que desde el 1 de enero de 2003 los con-
sumidores domésticos pueden elegir suministrador e
incluso irse al mercado por lo que, a partir de dicha
fecha, existe un segmento de clientes, cada vez más
importante, que no están sujetos a tarifa integral, como
se pone de manifiesto en el gráfico 1.1.10 en el último
año. En 2004, 2005 y 2006 se estima que el porcentaje
de la energía consumida en el mercado liberalizado con
respecto al mercado total es del 2,6%, 8,3% y 9%, res-
pectivamente.
En 2006, la evolución conjunta de estas tres tarifas eléc-
tricas en el mercado regulado, como indicador del gasto
doméstico en electricidad, muestra un aumento (8,7%)
respecto al año anterior. Por tarifas, mientras que en la
tarifa 2.0 aumenta la facturación en un 9,03%, en la tari-
fa 1.0 aumenta un 2,28% y en la tarifa 2.0N lo hace en
un 5,65%.
La tarifa doméstica que más contribuye a la recaudación
por facturación es la tarifa 2.0 con el 90,2% del total de
facturación eléctrica de los hogares (7.117 millones de
euros), seguida de la tarifa 2.0 N con un 9,8% y, por últi-
mo, de la tarifa 1.0 con un 0,06%.
La evolución del gasto total de los hogares ha sido cre-
ciente, pasando de 191.538 millones de euros en 1996 a
27
Elec
tric
idad
Gasto total de los hogares Facturación eléctrica hogares
7.700
7.200
6.700
6.200
5.700
5.200
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
329.589
7.250
6.410
5.6975.6465.546
5.4225.5705.481
304.968290.052276.621
252.685228.035
211.185201.401191.538
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005
6.947
363.020
7.248
Gráfico 1.1.10. La factura eléctrica y el gasto total de los hogares (precios corrientes en millones de euros)
Fuentes: INE y CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 27
363.020 millones de euros en 20055. Esto supone una
tasa media acumulativa del 7,36% en la última década.
Sin embargo, la factura eléctrica de las tarifas anterior-
mente señaladas ha evolucionado de modo más lento: la
tasa media acumulativa para los diez últimos años ha
sido de 3,15% (facturación de 5.481 millones de euros
en 1996 y 7.248 millones de euros en 2005).
La explicación del ligero descenso en la facturación de
estas tres tarifas eléctricas en 2005 es que existe ya un
segmento de clientes domésticos que estaban incluidos
hasta 2003 en régimen de tarifa y ahora están en merca-
do. Por tanto, la facturación global de estas tres tarifas
ya no integra a todos los clientes domésticos.
1.1.5. Participación de la electricidad en el
balance energético
En el gráfico 1.1.11 está representada la evolución
del consumo de energía final para el período 1993-
2006, según las Estadísticas y Balances Energéticos
del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
(MITyC), medida en kilotoneladas equivalentes de
petróleo (Ktep). Durante 2006, la energía eléctrica
utilizada como energía final representó el 20,08%
del total de la energía consumida en términos físi-
cos. Las otras energías finales consumidas fueron
los productos petrolíferos (un 57,02%), el gas (un
15,55%) y el carbón (un 2,12%). En 2006, la estadís-
28
Elec
tric
idad
Carbón Productos petrolíferos Gas Electricidad Energías renovables
Ktep
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 1.1.11. Evolución del consumo de energía final
Nota: No incluye la estadística el consumo de energía final a través de energías renovables en 2006.
Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio/Estadísticas y Balances Energéticos.
5 Durante 10 años el Instituto Nacional de Estadística ha publicado la Encuesta Continua de Presupuestos Familiares (ECPF) en dondese recogen el gasto que los hogares residentes en España realizaban en los diferentes bienes y servicios destinados al consumo. El INEha implantado en 2006 una nueva Encuesta de Presupuestos Familiares (EPF) que sustituye a la ECPF. Los primeros resultados de estaencuesta está previsto que se publiquen en diciembre 2007 por lo que los datos de 2005 son los últimos disponibles.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 28
tica elaborada por el MITyC no incluye las energías
renovables6.
Entre las fuentes energéticas habitualmente empleadas,
el gas ha sido el que ha mostrado un mayor aumento,
pasando de 5.131 Ktep en 1993 a 18.119 Ktep en 2005,
representando una tasa de crecimiento del 5,3% en
2005. En 2006, esta fuente de energía desciende un
8,21% (hasta los 16.631 Ktep), rompiendo una trayecto-
ria creciente de 13 años. La electricidad es la segunda
energía final con mayor ritmo de crecimiento, registran-
do en 2006 un aumento del 2,91%. Los productos petro-
líferos registraron, por primera vez, un descenso de
1,31% en 2006. El carbón registra una fuerte caída de un
6,48% frente a la estabilidad mostrada en 2005.
El consumo de energías renovables se mantiene estable a
lo largo de estos últimos trece años, siendo 2004 el año de
despegue en las energías renovables. En 1995 el consumo
desciende bruscamente en un 5,45% y a partir de ese año
se mantiene en niveles superiores a los 3.500 Ktep. En
2005 su tasa de crecimiento ha descendido considerable-
mente, ya que en 2004 creció cerca del 9% mientras que
en 2005 se ha situado en un 0,4%, dos décimas por enci-
ma de la tasa media acumulativa registrada para el perío-
do 1993-2005.
El carbón mantiene una tendencia decreciente, reducién-
dose su consumo entre 1993 y 2006 a una tasa media
anual de un 2,5%, destacando, no obstante, que en 1998
se rompió esa tendencia, ya que, respecto a 1997, expe-
rimentó un crecimiento superior a un 9%. Desde 2000
hasta 2005 el consumo de carbón ha registrado tasas de
variación negativas, registrándose en 1995 la tasa más
negativa, con un descenso del 9,2% con respecto al año
anterior. En 2006, el carbón continúa con su trayectoria
decreciente, registrando por primera vez, un valor por
debajo de los 2.300 Ktep.
La evolución del consumo total de energía final es cre-
ciente durante todo el período analizado (1993-2005).
En 2006 el consumo total de energía final es menor al de
2005, ya que no hay datos sobre las energías renovables,
si bien es cierto que para obtener un crecimiento del
consumo total de energía final en 2006 respecto al año
anterior, las energías renovables han debido crecer por
encima de los 5.600 ktep. Desde 2003, aunque la tasa de
variación del consumo de energía final es positiva en
todo el período analizado, se observa un descenso en el
ritmo de crecimiento.
Esta evolución del balance energético ha permitido que
tanto la electricidad como el gas hayan ganado posicio-
nes en detrimento del resto de energías finales. Esto se
comprueba porque, en 2006, las dos fuentes energéticas
que mayor peso relativo tienen en el consumo nacional
de energía final, después del petróleo, son la electricidad
y el gas con un 20,08% y un 15,55%, respectivamente
(frente a pesos en 2005 de 19,51 y 16,94% respectiva-
mente), seguidas de las energías renovables con un peso
de un 3,5% en 2005 y el carbón con un peso de un
2,12% (2,27% en 2005).
Utilizando los datos del gráfico 1.1.11, medidos en Ktep,
se observa que en 2006, la electricidad se utilizó 1,3
veces más que el gas y 9,5 veces más que el carbón. El
petróleo es la energía final más empleada en España,
representando su consumo 2,8 veces el de la electricidad.
La evolución del consumo final de energía durante estos
catorce años analizados es claramente favorable para el
gas y la electricidad, que crecen a tasas medias acumu-
lativas del 9,5% y del 4,9% respectivamente, por encima
del crecimiento del consumo total de energía (3,3%).
29
Elec
tric
idad
6 En 2006, los pesos relativos que representan cada una de lasfuentes de energía en el consumo final son mayores, ya que noincluyen las energías renovables.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 29
Los productos petrolíferos, las energías renovables7 y el
carbón presentan tasas medias acumulativas de 2,7%,
0,2% y -2,5% respectivamente.
1.2. El sector eléctrico y la inversión
El gráfico 1.2.1 presenta, para el período 1995-2006, la
evolución de la inversión (gasto en adquisición de inmo-
vilizado material e inmaterial), realizada por los princi-
pales grupos empresariales eléctricos, y de la Formación
Bruta de Capital Fijo (FBCF) total de la economía.
La participación porcentual del sector eléctrico en la
FBCF ha tenido varios períodos. Entre 1995 y 1998 se
observa una tendencia decreciente, pasando de un 2,3%
en 1995 al 1,5% en 1998. A partir de entonces hay un
punto de inflexión, desde una participación del 2,5% en
1999 hasta el 5,1% en 2001, para de nuevo volver a una
trayectoria decreciente, registrando un 2,8% en 2004. En
2005 cambia la tendencia decreciente que registraba en
los tres años anteriores con un aumento de 4 décimas
respecto al ejercicio anterior. En 2006, la participación
desciende nuevamente al 2,9%.
Las inversiones en inmovilizado material e inmaterial
realizadas en 2006 por los principales grupos eléctricos
ascienden a 8.711 millones de euros, un aumento de un
3,4% frente a la variación significativa del 27,6% del
año anterior.
En valores absolutos, la FBCF de la economía española
ha pasado de 96.250 millones de euros en 1995 a
295.564 millones de euros en 2006, un crecimiento de
199.314 millones de euros, lo que supone una tasa de
crecimiento media acumulativa para el período analiza-
do de un 10,74%.
Por su parte, la inversión en inmovilizado del sector
eléctrico ha pasado de 2.246 millones de euros en 1995
a 8.711 millones de euros en 2006, lo que supone una
tasa de crecimiento media acumulativa para el período
de un 13,11%, ritmo de crecimiento en términos relati-
vos más acelerado que el de la FBCF.
30
Elec
tric
idad
Mill
ones
de
euro
s
FBCF total economía (escala izquierda) Inversión sector eléctrico (escala izquierda) Inversión sector/FBCF (%) (escala derecha)
109.992124.333
142.462
176.507191.004
211.334
235.683
265.387
295.564
162.806
101.46396.250
2.246 2.250 1.971 1.811 3.520 6.625 8.986 6.932 6.785 8.7118.4266.604
5,1%
2,9%
2,3%3,2%
4,1%
0
25.000
50.000
75.000
100.000
125.000
150.000
175.000
200.000
225.000
250.000
275.000
300.000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
0,0%
1,0%
2,0%
3,0%
4,0%
5,0%
6,0%
1,8%
2,2%
1,5%
2,5%
3,6%
3,2%
2,8%
Gráfico 1.2.1. Evolución de la FBCF de la economía y de la inversión de los principales grupos eléctricos,
a precios constantes, y participación porcentual de la inversión de ese sector en la FBCF
Fuentes: INE, Memoria estadística UNESA y Memorias consolidadas.
7 Tasa media acumulativa para el período 1993-2005.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 30
Las empresas integradas en UNESA han centrado sus
inversiones fundamentalmente en la construcción de
nuevas centrales de ciclo combinado y en instalaciones
que utilizan fuentes de energía renovables, sobre todo
parques eólicos. En 2006, la inversión en activos mate-
riales de las empresas asociadas a UNESA se cuantifi-
ca en 5.670 millones de euros, un 16% más que en el
año 2005. El 59% de las inversiones, 3.320 millones de
euros, se han dedicado a la ampliación del parque
generador y el resto, 2.350 millones de euros, han sido
destinados a la mejora y ampliación de las redes de dis-
tribución.
Estas cifras responden, exclusivamente, a las actividades
eléctricas nacionales y se refieren en todos los casos a
inversiones en inmovilizado material realizadas entre el
1 de enero y el 31 de diciembre de 2006, incluyendo las
realizadas por las empresas de UNESA en el régimen
especial; por el contrario, no se computan aquí otras
inversiones realizadas por las empresas en actividades
no eléctricas, ni en el extranjero.
Las previsiones de inversión recogidas en los planes
estratégicos de las compañías eléctricas son aún más
exigentes que en años anteriores. Las empresas asocia-
das en UNESA prevén invertir más de 24.000 millones
de euros en activos eléctricos situados en España para
los próximos cinco años.
En el gráfico 1.2.2 se observa la evolución de las tasas
de variación, respecto al año anterior, de la FBCF en la
economía nacional así como de la variación de la inver-
sión de inmovilizado en el sector eléctrico.
En dicho gráfico se muestra cómo desde 1999 hasta
2001 la tasa de variación de la inversión en el sector
eléctrico resultó notoriamente más alta que la tasa de
variación de la FBCF en la economía nacional. Sin
embargo, de 2001 a 2004 esta fue inferior, volviendo a
cambiar en 2005, año en el que ambas tasas de varia-
ción son positivas. En 2006, ambas tasas de variación
son positivas pero la FBCF crece a un ritmo 3,3 veces
superior.
1.3. El sector eléctrico y el sector exterior
El cuadro 1.3.1 muestra las importaciones y exportacio-
nes de electricidad de 1995 a 2006, en relación con el
31
Elec
tric
idad
120
100
80
60
40
20
0
–20
–40
%
Tasa de variación de la FBCF en la economía nacional Tasa de variación de la inversión en el sector eléctrico
96/95 97/96 98/97 99/98 00/99 01/00 02/01 03/02 04/03 05/04 06/05
14,6 14,38,4 8,2 11,4
-8,1
88,2
35,6
-22,9
-2,7
27,6
3,4
0,2
8,45,4 13,0
-12,4
94,4
-2,110,6 11,5 12,6
Gráfico 1.2.2. Tasas de variación de la FBCF en el total de la economía, y de la inversión en el sector eléctrico
Fuentes: INE, Memoria estadística UNESA y Memorias consolidadas.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 31
comercio exterior energético y el comercio total de bie-
nes. Se observa la escasa participación del saldo de elec-
tricidad en el conjunto de bienes intercambiados con el
resto del mundo (1,30 por mil sobre las exportaciones y
el 1,03 por mil de las importaciones, en 2006). Las
exportaciones totales han aumentado un 9,6% en 2006 y
las importaciones aumentaron un 11,4%.
Las importaciones totales alcanzaron 259.559 millones
de euros. El déficit comercial alcanza 89.687 millones
de euros en 2006.
Como es conocido, en España destaca el alto nivel de las
importaciones energéticas en relación a las exportacio-
nes energéticas. Las importaciones energéticas españo-
las han registrado en 2006 un aumento significativo de
un 23,8% y las exportaciones energéticas de un 17,0%.
Las importaciones energéticas alcanzaron 40.508 millo-
nes de euros en 2006. La diferencia entre importaciones
y exportaciones energéticas alcanzó 32.627 millones de
euros en 2006.
Respecto a los intercambios exteriores de energía, la
electricidad supuso un 6,63 y un 27,92 por mil de las
importaciones y exportaciones energéticas, respectiva-
mente. En 2006, las exportaciones de electricidad han
descendido un 47,29% con respecto al ejercicio anterior.
Las importaciones han disminuido también a una tasa
elevada un 42,66% en 2006. Durante el período 1995-
2005, y salvo para los años 1997 y 1998, las tasas de cre-
cimiento de las importaciones de electricidad, han sido
positivas. Esta tendencia se rompió en 2006, con una
fuerte caída, situándose en niveles semejantes a 2003.
Las exportaciones han registrado tasas de crecimiento
positivas y con crecimientos importantes a excepción de
1998, 2001 y, este año 2006, con una fuerte caída, hasta
32
Elec
tric
idad
Importaciones a precios corrientes Exportaciones a precios corrientes
Electricidad Electricidad Electricidad ElectricidadAño Total Total Tasas sobre total sobre total Total Total Tasas sobre total sobre total
Total sector electricidad de variación importaciones energético Total sector electricidad de variación exportaciones energéticoenergético (%) (‰) (‰) energético (%) (‰) (‰)
1995 87.142 7.274 129 — 1,48 17,79 69.962 1.463 20 — 0,29 13,91
1996 94.179 8.763 161 24,36 1,71 18,36 78.212 1.914 55 168,30 0,70 28,53
1997 109.469 9.785 95 –41,05 0,87 9,69 93.419 2.341 112 104,91 1,20 47,79
1998 122.856 7.832 90 –5,14 0,75 11,49 99.850 2.060 34 –69,80 0,35 16,40
1999 139.094 9.949 103 13,94 0,75 10,30 104.789 2.297 53 57,98 0,52 23,24
2000 169.468 20.433 117 13,87 0,70 5,71 124.177 4.573 114 114,37 0,93 25,02
2001 173.210 19.387 208 78,19 1,21 10,85 129.771 3.763 106 –7,37 0,82 28,25
2002 175.268 18.968 239 14,90 1,38 12,75 133.268 3.474 108 1,89 0,83 34,82
2003 185.114 19.185 258 7,99 1,39 13,45 138.119 4.219 246 127,78 1,78 58,30
2004 208.411 23.337 364 40,95 1,75 15,59 146.925 5.562 512 107,95 3,48 91,98
2005 232.955 32.717 468 28,67 2,01 14,31 155.005 6.737 417 –18,41 2,69 61,96
2006(p) 259.559 40.508 268 -42,66 1,03 6,63 169.872 7.881 220 -47,29 1,30 27,92
(p) Datos provisionales
Fuente: Departamento de Aduanas (Estadísticas de comercio exterior).
Cuadro 1.3.1. Evolución de las importaciones y exportaciones totales y de electricidad (millones de euros)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 32
niveles que supusieron prácticamente el 50% del impor-
te registrado en 2005.
En los gráficos 1.3.1 y 1.3.2, se representa la distribu-
ción de las importaciones y exportaciones de energía
eléctrica de España en 2006 por países.
En 2006, España importó energía eléctrica principalmen-
te de Francia en un 55% mientras que el año anterior fue
Portugal el país del que España importó más electricidad
(un 54%); las exportaciones de energía eléctrica se reali-
zaron principalmente a dos países: Marruecos con un
36% y Portugal con un 25%. En 2005 el principal país al
que se exportó fue a Portugal con el 76%.
1.4. Escenario bursátil del sector eléctrico
El año 2006, año del 175º aniversario de la Bolsa espa-
ñola, ha vuelto a ser, por cuarta vez consecutiva, un año
de resultados bursátiles positivos y el más brillante de la
Bolsa española. El dinamismo y la pujanza de la bolsa
española ha sido un elemento clave de la actividad eco-
nómica. El indicador de referencia del mercado de valo-
res español, el IBEX 35, se ha revalorizado un 31% entre
el 2 de enero y 29 de diciembre de 2006. Pero el índice
tuvo un punto de inflexión importante a mediados del
año. El alza en los precios del petróleo y la preocupación
por la inflación han seguido amenazando las perspectivas
de crecimiento de los países y las Bolsas no han sido aje-
nas a ello. Las Autoridades Monetarias de las dos princi-
pales economías, EE.UU. y el Área Euro, han actuado
subiendo los tipos de interés a corto plazo, consolidando
la tendencia alcista de 2005. Mientras la Reserva Federal
había elevado en varias ocasiones el tipo de interés de
intervención, en 2005 es el Banco Central Europeo el que
aumenta más número de veces el tipo de interés de inter-
vención: 5 subidas en 2006, un total de 1,25 puntos por-
centuales, dejando el tipo de interés en el 3,5%, el nivel
del año 2001. La Reserva Federal subió los tipos 4 veces,
en total un punto porcentual, dejando el tipo de interés de
intervención en el 5,25%. La disminución de los precios
del petróleo y de la inflación prevista, así como los resul-
tados empresariales positivos, hicieron que la Bolsa recu-
perará tasas de crecimiento positivas.
La rentabilidad de la Bolsa española ha superado
ampliamente los resultados de otras Bolsas. Así, citando
algunos de los índices bursátiles más importantes, de
33
Elec
tric
idad
Francia7,9%
Portugal24,6%
Marruecos35,9%
Suiza20,4%
Otros6,6%
Andorra4,6%
Francia53,0%
Otros12,1% Suiza
23,1%Portugal
11,8%
Gráfico 1.3.1. Distribución de la importación de
energía eléctrica de España en 2006
Gráfico 1.3.2. Distribución de la exportación de
energía eléctrica de España en 2006
Fuente: Departamento de Aduanas (Estadísticas de comercio exterior).
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 33
enero a noviembre el índice Dow-Jones obtuvo una ren-
tabilidad del 14,04%, el índice japonés Nikkei, del
1,01%, el índice alemán Dax del 16,66% y el índice
francés CAC-40 del 12,98%. El indicador promedio
europeo, Eurostoxx obtuvo una rentabilidad del 11,41%,
mientras que el Índice General de la Bolsa de Madrid
hasta noviembre crecía un 31,57%. Según el Informe de
Mercado 2006 de la Bolsa española8, en el que está
basado este informe, este crecimiento diferencial certifi-
ca la realidad de calidad superior de las empresas espa-
ñolas y sus proyectos de negocio a lo largo del tiempo,
lo que tiene su reflejo en las tasas de crecimiento de las
cotizaciones bursátiles a largo plazo.
El aumento del volumen de contratación de la bolsa
española ha vuelto a ser, de nuevo, uno de los aspectos
más relevantes del año. Este alcanzó en noviembre de
2006 los 1.035.542 millones de euros negociados en el
Sistema Electrónico (SIBE), y repite por cuarto año con-
secutivo un crecimiento superior al 25%. El crecimiento
de la contratación electrónica en la Bolsa española en
los cuatro años alcistas supera a los principales merca-
dos europeos (la Bolsa de Londres, las Bolsas nórdicas,
Euronext, la Bolsa alemana y la Bolsa italiana).
La capitalización en el mercado también ha marcado
máximos, 1.093.264 millones de euros, en parte gracias
al mantenimiento de la confianza de los inversores.
El rendimiento total para el accionista, medido por el
índice IBEX con dividendos, alcanza el 35% hasta
noviembre. Ya son cuatro años de rendimientos importan-
tes, que mejoran los de las principales bolsas del mundo.
En 2006, las salidas a Bolsa han batido su récord histó-
rico. En los once primeros meses, diez empresas han
salido a Bolsa. El volumen efectivo de las colocaciones
de acciones de las nuevas empresas alcanzó los 3.104
millones de euros. Por volumen colocado, la mayor OPV
fue la de Bolsas y Mercados Españoles (BME) y por
número destacan las compañías inmobiliarias.
Por su parte, la deuda corporativa ha vuelto a registrar en
2006 niveles sin precedentes, superando así a las ya ele-
vadas cifras de años anteriores. Entre enero y diciembre
se negociaron 900.201 millones de euros de deuda cor-
porativa, mostrándose una vez más como una de las prin-
cipales fuentes de financiación de la economía privada.
Las adquisiciones realizadas por algunas9 constructoras
en el sector energético han tenido un papel muy relevan-
te en 2006. Acciona comenzó en septiembre con la com-
pra del 10% de Endesa, y en noviembre tenía un
19,63%. Sacyr Vallehermoso adquiere a comienzos de
octubre el 10% de Repsol YPF y se convierte en el
segundo accionista tras la Caixa. Ésta pretende elevar su
participación hasta el 20% en el capital de la petrolera.
ACS en septiembre formuló una orden de compra del
10% de Iberdrola y solicitó que se levantase la limita-
ción del 3% de sus derechos políticos en Iberdrola, limi-
tación que existía dadas sus participaciones significati-
vas en 2 operadores principales, Iberdrola y Unión
Fenosa. En 2006, ACS, S.A. había lanzado una OPA
sobre un 10% adicional (ya disponía del 24,51%) de
Unión Fenosa por 30.457.933 títulos, operación que
finalizó de manera exitosa el 1 de marzo de 2006.
Tras la OPA lanzada el 5 de septiembre de 2005 por Gas
Natural sobre el total del capital de Endesa a 21,30 euros
por acción, lo que suponía valorarla en 22.549 millones de
euros, el 21 de febrero de 2006 se produjo la contraopa de
E-ON a 27,50 euros por acción de Endesa, en efectivo, lo
34
Elec
tric
idad
8 Informe de Mercado 2006. Bolsas y Mercados Españoles.9 Otras empresas constructoras como FCC, Ferrovial, OHL han centrado sus inversiones, también cuantiosas, en otros negocios.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 34
que suponía valorarla en 29.100 millones de euros, condi-
cionada a la adquisición de al menos el 50,01% del capi-
tal. La operación fue autorizada por la CNE, sujeta a con-
diciones, algunas de ellas anuladas posteriormente por el
Gobierno. En septiembre de 2006 E.ON subió su oferta
por Endesa a 34,5 euros por acción. En febrero de 2007,
Gas Natural retiró su OPA sobre Endesa. E.On volvió a
mejorar su oferta por Endesa en el primer trimestre de
2007. Tras el fracaso de la OPA de E.ON, ENEL y Acciona
han lanzado una OPA conjunta, que ha sido aprobada
recientemente con condiciones por la CNE.
Para situar las OPAS que han afectado a las compañías
eléctricas en el conjunto de operaciones españolas reali-
zadas, cabe indicar que de enero a noviembre de 2006 han
sido autorizadas veinte OPAS con un equivalente moneta-
rio de 100.500 millones de euros. Las que han finalizado
de forma positiva han supuesto 39.464 Millones de euros.
Las ampliaciones de capital se elevan a 26.663 Millones
de euros. A ello hay que añadir las compras de participa-
ciones en otras empresas que han realizado las empresas
cotizadas. En la mitad de las 50 mayores operaciones de
fusiones y adquisiciones llevadas a cabo en Europa a
largo plazo están implicadas sociedades españolas. Entre
las OPAS presentadas en los once primeros meses de
2006, destaca por su importe la contraopa de E.On sobre
Endesa, un proceso que a 31 de diciembre de 2006 aún no
había finalizado, con un importe de títulos demandados
de 1.058.752 millones de euros, y la OPA de Mittal Steel
Company NV sobre Arcerlor por 639.774.327 títulos, que
culminó en agosto de 2006.
La evolución bursátil de 2006 refleja, al igual que la de
2005, la consolidación y solidez del proceso de recupe-
ración experimentado por las empresas, proceso que se
inició en 2003 tras superar los resultados negativos de
2002. Estos favorables resultados han llevado a que el
Índice General de la Bolsa de Madrid (IGBM) había cre-
cido hasta noviembre de 2006 un 31,57%.
Por su parte, el IBEX-35 cerró el ejercicio 2006 en los
14.146,5 puntos, lo que supuso una revalorización del
31,79%.
En el cuadro 1.4.1 están representadas las cotizaciones
de los principales grupos eléctricos en la Bolsa de
Madrid a 31 de diciembre para el período 1990-2006,
salvo el caso de REE, que empezó a cotizar en bolsa en
el año 1999, y de HIDROCANTÁBRICO, que dejó de
cotizar en junio de 2002.
El cuadro 1.4.2 y el gráfico 1.4.1, recogen las tasas de
variación interanual de La cotización en la Bolsa de
Madrid de los cinco grupos eléctricos más importantes.
35
Elec
tric
idad
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Endesa (*) 3,26 4,36 5,57 10,22 8,05 10,33 13,88 16,26 22,60 19,71 18,15 17,57 11,15 15,25 17,29 22,22 35,83
Iberdrola 4,03 4,27 4,06 6,16 4,88 6,67 11,06 12,05 15,96 13,76 13,35 14,62 13,35 15,67 18,70 23,09 33,12
Unión Fenosa 3,16 3,44 2,52 3,61 3,29 4,39 8,38 8,77 14,75 17,34 19,55 18,18 12,55 14,89 19,35 31,43 37,50
Hidrocantábrico (**) 8,52 10,88 11,72 26,14 21,64 25,24 29,78 13,38 15,75 13,98 19,9 26,5 — — — — —
REE 6,00 10,05 10,45 9,64 13,00 16,50 26,16 32,49
(*) Datos homogeneizados al desdoblamiento del nominal de la acción realizado el 24 de julio de 1997 (4 x 1).(**) Hidrocantábrico en la segunda mitad de 2002 deja de cotizar en Bolsa.
Fuente: Bolsa de Madrid e informes anuales.
Cuadro 1.4.1. Cotizaciones de los principales grupos eléctricos (31 de diciembre de cada año en euros)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 35
En 2006 todos los principales grupos empresariales
eléctricos analizados en el cuadro 1.4.2 presentan tasas
de variación positivas, de dos dígitos, siguiendo así con
la recuperación iniciada en 2003. ENDESA, junto con
IBERDROLA, han sido las empresas eléctricas que
mayor crecimiento en su cotización han experimentado,
con un 61,25% y un 43,44% respectivamente. ENDESA
es la empresa eléctrica que, a cierre de 2006, presenta la
cotización más elevada de los cuatro grupos eléctricos,
con 61,25 euros por acción.
Con base 31 de diciembre de 2004, aparecieron nuevos
subíndices sectoriales del IGBM, y desaparecieron los
que existían con anterioridad a esta fecha.
En el gráfico 1.4.2 y el cuadro 1.4.3 se muestra la evo-
lución de algunos de los subíndices sectoriales más
importantes desde su estreno. De especial relevancia es
la evolución de los subíndices de construcción, que a
finales de 2006 acabaron con una revalorización de un
61%. Por su parte, los subíndices relacionados con la
36
Elec
tric
idad
1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05
Endesa 34,36 17,10 39,01 –12,78 –7,91 –3,20 –36,54 36,77 13,38 28,51 61,25
Iberdrola 65,77 8,97 32,44 –13,77 –2,97 9,51 –8,69 17,38 19,34 23,48 43,44
Unión Fenosa 91,10 4,66 68,10 17,52 12,74 –7,01 –30,97 18,65 29,95 62,43 19,31
Hidrocantábrico 17,98 34,81 17,67 –11,22 42,34 33,17 — — — — —
REE — — — –22,88 67,50 3,98 -7,75 34,85 26,92 58,55 24,20
Notas: Datos al cierre de cada año.Para REE, la variación del año 1999 se refiere al período julio-diciembre, mes en el que empezó a cotizar.
Fuente: Bolsa de Madrid.
Cuadro 1.4.2. Variación interanual en porcentaje
Iberdrola Unión Fenosa Hidrocantábrico R.E.E.Endesa
%
-60,00
-40,00
-20,00
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
1996/95 1997/96 1998/97 1999/98 2000/99 2001/00 2002/01 2003/02 2004/03 2005/04 2006/05
Gráfico 1.4.1. Evolución de las tasas de variación de las cotizaciones de los principales grupos eléctricos
Fuente: Bolsa de Madrid.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 36
energía –electricidad y gas, y petróleo–, finalizaron des-
pués de un período estable también por encima de sus
niveles de principios de 2006, con subidas del 42,5% y
del 14% respectivamente.
El gráfico 1.4.3 muestra la evolución de las cotizacio-
nes, al cierre diario desde enero de 2002 a diciembre de
2005, en la Bolsa de Madrid, de los cuatro principales
grupos eléctricos (ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN
FENOSA Y REE) que cotizan en la actualidad, junto al
IBEX-35.
El gráfico realiza una comparación de la evolución dia-
ria tomando como base 100 el 1 de enero de 2002.
Destaca la fuerte caída sufrida por todos los grupos y
por el IBEX-35 en 2002 y cómo todos los grupos, a
finales de 2005, ya han recuperado ampliamente los
niveles de inicio de enero de 2002.
En el gráfico 1.4.4, por su parte, se muestra la evolución
de los principales grupos energéticos cotizados (Endesa,
Iberdrola, Unión Fenosa, Gas Natural, Repsol y Cepsa) y
del IBEX 35, hasta diciembre de 2006, tomando como
punto de partida el 1 de enero de 1990 (base 100). En este
gráfico se puede observar la importante revalorización
experimentada por muchos de los valores desde 2002.
En el cuadro 1.4.4 están representadas las cotizaciones
de los cinco grupos empresariales eléctricos, ya citados,
además de Gas Natural, Repsol y Cepsa a cierre del ejer-
cicio. Entre 2002 y 2006 destaca los incrementos de
cotización de Endesa, Unión Fenosa, Red Eléctrica y
Cepsa que se han multiplicado por 3,2 por 3, por 3,4 y
3,4, respectivamente. En 2006 con respecto a 2005 des-
taca la fuerte revalorización de Endesa, un 61%, influen-
ciada por las ofertas de adquisición, y también resalta la
importante revalorización del 54% de Cepsa.
37
Elec
tric
idad
IGM BANCOSIGM QUÍMICASIGM TECNOLOGÍA-TELECOMUNICACIONESIGM CONSTRUCCIONES
IGM ELECTRICIDAD Y GASIGM ALIMENTACIÓN Y BEBIDASIGM PETRÓLEO
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D
29/05/07
Gráfico 1.4.2.
Fuente: Datastream.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 37
38
Elec
tric
idad
Mar
.Ju
n.Se
pt.
Dic.
Mar
.Ju
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pt.
Dic.
Mar
.Ju
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2005
2005
2005
2005
2006
2006
2006
2006
06/0
506
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06/0
506
0531
/12/
04 -
31/
12/0
6
Banc
os1.
013,
561.
038,
481.
159,
261.
191,
501.
341,
861.
266,
891.
408,
621.
517,
3632
,39
21,9
921
,51
27,3
523
,18
Cons
truc
ción
1.12
0,33
1.38
7,34
1.60
8,43
1.54
0,48
1.93
3,57
1.83
82.
069,
132.
479,
9472
,59
32,4
828
,64
60,9
857
,48
Quím
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1.31
2,10
1.65
6,06
2.32
5,63
2.14
9,50
2.14
7,27
1.67
9,97
1.87
1,46
2.10
3,58
62,5
41,
44-1
9,53
-2,1
445
,04
Alim
ent.
y b
ebid
as1.
174,
521.
305,
161.
364,
861.
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081.
438,
501.
438,
911.
480,
421.
649,
6322
,48
10,2
58,
4725
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28,4
4
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óleo
1.06
3,33
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1,96
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1.34
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35
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1997
1998
1999
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2001
2002
2003
2004
2005
2006
Ende
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*)3,
264,
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17,5
711
,15
15,2
517
,29
22,2
235
,83
Iber
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a4,
034,
274,
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164,
886,
6711
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12,0
515
,96
13,7
613
,35
14,6
213
,35
15,6
718
,70
23,0
933
,12
Unió
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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
37,5
0
Hid
roca
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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
632
,49
Gas
Natu
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22,8
719
,40
18,7
018
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18,5
522
,76
23,6
629
,99
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eur
os)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 38
39
Elec
tric
idad
90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 060
200
400
600
800
1000
1200
IBEX 35IBERDROLAGAS NATURAL SDG UNIÓN FENOSA
ENDESA CEPSAREPSOL YPF
Gráfico 1.4.4.mparativa de los principales grupos energéticos con el Ibex Utilities (1990-2004)
Fuente: Datastream.Fuente: Datastream.
ENDESAIBERDROLARED ELÉCTRICA DE ESPAÑA
0
UNIÓN FENOSAIBEX 35 - PRICE INDEX
50
100
150
200
250
300
2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 1.4.3.Cotización eléctricas - Ibex-35
Fuente: Datastream.Fuente: Datastream.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 39
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1
En virtud de la Ley del Sector Eléctrico y de sus dispo-
siciones de desarrollo a comienzos de 1998, se puso en
marcha el funcionamiento del mercado de producción
de energía eléctrica, en el que se establece el precio para
la generación de esa energía y la explotación de las cen-
trales eléctricas por medio de las ofertas económicas
presentadas por los agentes.
Así, además de exponer los aspectos más relevantes del
noveno ejercicio de este mercado, en esta sección se
ofrece una revisión de las actividades realizadas por las
empresas eléctricas y se analiza la situación de las mis-
mas, en lo que se refiere a la estructura de propiedad, la
retribución y los principales resultados.
2.1. El mercado de producción de energíaeléctrica
2.1.1. Organización del mercado
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector
Eléctrico, establece que el mercado de producción es
gestionado por dos Operadores: el Operador del
Mercado (el Operador del Mercado Ibérico de Energía,
Polo Español, S.A. –OMIE–), que es el responsable de
la gestión económica del mercado, y el Operador del
Sistema (Red Eléctrica de España, S.A. –REE–), que es
el responsable de la gestión técnica y, desde la publica-
ción del Real decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de
medidas urgentes para el impulso a la productividad y
para mejora de la contratación pública, tiene atribuida
asimismo la gestión económica de los mercados que
gestiona y que son de su competencia.
Los vendedores en el mercado son los productores de elec-
tricidad (empresas generadoras), los agentes externos1
(importaciones de electricidad) y los comercializadores
(importaciones de electricidad y energía procedente de con-
tratos bilaterales con productores en régimen especial); los
compradores en el mercado son las empresas distribuidoras
(suministro a tarifa), los comercializadores (venta a consu-
midores cualificados), los agentes externos (exportaciones
de electricidad) y los propios consumidores cualificados.
Los productores, agentes externos, consumidores cualifi-
cados y, desde la publicación del Real Decreto-Ley
6/2000, también los comercializadores, pueden optar por
acudir al mercado organizado, presentando ofertas econó-
micas, o firmar y ejecutar contratos bilaterales físicos.
El mercado organizado se estructura en un conjunto de
sesiones celebradas el día anterior y el propio día del
suministro de energía eléctrica, en las que se determinan
los diferentes componentes del precio final de genera-
ción y la programación de los grupos generadores.
La secuencia de operaciones del mercado de producción
es la siguiente:
— Se cierra la presentación de ofertas al mercado dia-
rio a las 10 h. Se publican los resultados del merca-
do, precios y programas horarios a las 11h.
— El Operador del Sistema analiza el programa resul-
tante del mercado diario y de los contratos bilatera-
les físicos para garantizar la fiabilidad y la seguri-
dad del suministro. En caso de existir restricciones
técnicas, modifica, en colaboración con el
Operador del Mercado, el programa de producción,
publicando los resultados de esta gestión de restric-
ciones técnicas a las 14 h.
— Red Eléctrica convoca y resuelve la subasta de
banda de regulación secundaria a subir y a bajar,
cuyo resultado se publica a las 16 h.
2. La producción y la oferta eléctricas
41
Elec
tric
idad
1 Sujetos suprimidos en la Ley 1772007, de 4 de julio.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 41
— A continuación, OMEL convoca las distintas sesio-
nes del mercado intradiario (cinco a finales de
1998 y seis a partir de 1999), donde los agentes
pueden negociar ajustes a sus programas de pro-
ducción y consumo.
— El equilibrio entre la generación y la demanda en el
momento del suministro se sostiene mediante la
utilización de servicios complementarios.
2.1.2. Resultados del mercado en el año 2006
En el mercado de producción se ha negociado una ener-
gía de 156.091 GWh, lo que supone una disminución en
torno al 32,35% respecto al año 2005 (en contraposición
al crecimiento del 2,7% de la demanda peninsular en
barras de central), y que representa aproximadamente el
62% de la demanda en barras de central, de energía eléc-
trica en la Península. Este acusado descenso en el volu-
men de energía contratada en el mercado de producción
tiene como causa principal la asimilación a contratos
bilaterales de las energías presentadas simultáneamente
al mercado diario e intradiario por sujetos del sector
eléctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial,
impuesta por el Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de
febrero.
El precio medio final del mercado ha sido de 6,5 €/kWh.
El precio del mercado diario ha representado del orden
del 83% del precio final, la garantía de potencia alrede-
dor del 7% y la solución a las restricciones técnicas,
banda de regulación secundaria y otros procesos de ope-
ración técnica, el 10%.
En el cuadro 2.1.1 se presenta información mensual de
los precios horarios finales y las correspondientes ener-
gías en el mercado de producción: energía total adquiri-
da y energías negociadas en los distintos mercados. Los
precios indicados, son valores medios, por lo que no se
corresponden con los valores aplicados a cada tipo de
agente: distribuidor, comercializador, agente externo,
etc. Además, los sobrecostes de energías de operación
sólo deberán ser aplicados a aquellos agentes que pre-
senten desvíos de programa.
42
Elec
tric
idad
Mercado de producción Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. TOTAL
Precio final (c€/kWh) 8,132 8,034 5,997 5,904 5,903 6,8 7 6,1 7,2 6 5 4,8 6,5
Mercado diario 7,333 7,259 5,238 5,076 5,051 4,994 5,283 4,771 5,513 4,586 3,725 3,762 5,376
Mercado intradiario -0,008 -0,021 -0,034 -0,033 -0,03 -0,047 -0,075 -0,039 -0,058 -0,058 -0,031 -0,049 -0,035
Mercados de operación 0,248 0,258 0,314 0,337 0,377 1,4 1,3 0,9 1,3 1 0,9 0,8 0,703
Restricciones técnicas 0,026 0,033 0,059 0,1 0,072 0,4 0,3 0,2 0,2 0,4 0,5 0,3 0,19
Banda de regulación 0,119 0,152 0,091 0,092 0,106 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,13
Operación técnica 0,103 0,073 0,164 0,145 0,199 0,8 0,9 0,5 1 0,4 0,3 0,3 0,383
Garantía de potencia 0,558 0,538 0,478 0,524 0,506 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48 0,47 0,46
Energía (GWh) 19.945 17.943 8.960 7.789 7.865 11.552 14.465 12.708 13.977 13.739 13.792 13.356 156.091
Mercado diario 19.491 17.757 8.586 7.236 7.275 7.243 7.502 7.655 8.352 8.797 9.076 8.841 117.811
Mercado intradiario 1.684 1.557 1.698 1.436 1.824 1.087 1.478 1.365 1.636 2.105 2.324 3.064 21.257
Operación técnica 810 595 826 667 746 4.609 6.807 4.761 5.583 4.350 4.103 3.894 37.750
Fuente: OMEL.
Cuadro 2.1.1. Sistema peninsular. Mercado eléctrico. Resumen 2006
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 42
2.1.3. Participación en el mercado
Durante el año 2006, el consumo de energía en el mer-
cado libre se ha reducido en un 30,2% respecto al año
2005, alcanzando el 24% del total de energía demanda-
da en el mercado. Sin embargo, el suministro a tarifa no
ha aumentado en la misma proporción respecto al año
anterior sino que ha alcanzado un incremento del 41,7%
(incluyendo la energía asimilada a contratos bilaterales).
Esto se debe en parte a que, tal como sucediera el pasa-
do año, ha crecido el volumen de energía gestionada en
el mercado procedente de instalaciones de producción
en régimen especial, por lo que los distribuidores han
tenido que descontar menos energía en sus previsiones
de compras en mercado para el suministro a tarifa.
Además, el Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre,
por el que se modifican determinadas disposiciones
relativas al sector eléctrico, modificó entre otras dispo-
siciones los artículos 8 y 9 del Real Decreto 2019/1997,
de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el
mercado de producción de energía eléctrica, en el senti-
do de requerir a los distribuidores para que presenten en
el mercado ofertas económicas de venta específicas por
la parte de energía que estén obligados a adquirir al régi-
men especial no cubierta mediante sistemas de contrata-
ción bilateral con entrega física, en vez de descontar
dicha energía de su demanda prevista y ofertar por el
valor neto, como venían haciendo hasta la fecha. Esta
medida entró en vigor en junio de 2006, tras la publica-
ción de la adaptación de las Reglas del Mercado a dicho
Real Decreto 1454/2005.
Así, la cuota del suministro a tarifa en mercado ha
aumentado en mayor proporción que el crecimiento
natural de la demanda, hasta alcanzar un valor del 70%
del total de las compras en mercado, según se muestra
en la tabla adjunta.
2.1.4. Hechos destacables durante el año 2006
En el año 2006 se sucedieron diversas modificaciones
interesantes de la normativa eléctrica. Quizás la más
trascendente haya sido la publicación del Real
Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, por el que se
modifica el mecanismo de casación de las ofertas de
venta y adquisición de energía presentadas simultánea-
mente al mercado diario e intradiario de producción
por sujetos del sector eléctrico pertenecientes al mismo
grupo empresarial.
Este Real Decreto-Ley persigue dar un impulso a la
negociación de contratos bilaterales físicos, especial-
mente en aquellos sujetos del mercado pertenecientes a
un mismo grupo empresarial que acudan al mercado
diario con ofertas de adquisición y venta de energía
simultáneamente para un mismo período de programa-
43
Elec
tric
idad
Unidades de venta Unidades de compraTipo Energía (GWh) Tipo Energía (GWh)
Régimen ordinario 211.798 Distribuidores 186.655
Régimen especial 44.874 Comercializadores y cons. cualificados 63.178
Importaciones REE 484 Consumos bombeo 5.596
Importaciones (agentes externos y comercializ.) 9.920 Exportaciones REE 0
Exportaciones (agentes externos y comercializ.) 11.650
Fuente: CNE.
Cuadro 2.1.2. Energía neta (GWh)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 43
ción, con la finalidad de frenar el aumento del precio de
la energía en el mercado registrado en 2005, así como el
déficit tarifario. Para ello prevé la asimilación a contra-
tos bilaterales físicos, con carácter previo al programa
resultante de la casación del mercado diario, de las can-
tidades de energía coincidentes de venta y adquisición
presentadas y casadas por dichos sujetos, de forma que
éstos sólo pueden participar en el programa resultante de
la casación con la posición neta del grupo al que perte-
necen. La medida entra en vigor en marzo de 2006, con
carácter temporal, hasta que se implemente la normativa
por la cual las empresas distribuidoras negocien la ener-
gía eléctrica a través de contratos bilaterales con entrega
física. La energía involucrada en estas asimilaciones es
valorada, a los efectos de liquidación de actividades
reguladas de distribución de la Comisión Nacional de
Energía, al precio establecido provisionalmente por el
Gobierno de 42,35 €/MWh.
El volumen de energía asimilada a contratos bilaterales
en aplicación del Real Decreto-Ley 3/2006, entre marzo
y diciembre de 2006, es de 50.326 GWh, 46.792 GWh
en el mercado diario y 3.533,5 GWh en los intradiarios;
lo que supone aproximadamente un tercio de la energía
negociada en el mercado de producción.
También merecen consideración los acuerdos y avances
logrados en 2006 para la constitución de un mercado
ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España
y la República Portuguesa. En este contexto, el 22 de
mayo de 2006 fue publicado en el Boletín Oficial del
Estado el Convenio Internacional hecho en Santiago de
Compostela el 1 de octubre de 2004, mediante el cual se
establecen los principios generales de organización y
funcionamiento del Mercado Ibérico de la Energía
Eléctrica (MIBEL) y la integración de los sistemas eléc-
tricos de ambos países. Como primera consecuencia
práctica del convenio, con importantes repercusiones
sobre el mercado eléctrico, hay que mencionar la puesta
en marcha en Portugal, a mediados de 2006, de un mer-
cado a plazo gestionado por el Operador del Mercado
Ibérico de Energía-Polo Portugués, S.A. (OMIP).
Destaca por último en 2006 la entrada en vigor de la pri-
mera del nuevo mecanismo para la gestión de congestio-
nes en la interconexión entre España y Francia, estable-
cido por la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre.
Así, desde el pasado mes de junio de 2007, la capacidad
comercial disponible en la interconexión se asigna a los
sujetos del mercado mediante la realización de subastas
explícitas de capacidad coordinadas por ambos operado-
res del sistema.
Por último, y en relación al mercado minorista, cabe men-
cionar la publicación de la Resolución de 28 de diciembre
de 2006, de la Dirección General de Política Energética y
Minas, por la que se aprueba el perfil de consumo y el
método de cálculo a efectos de liquidación de energía
aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que
no dispongan de registro horario de consumo.
2.2. La oferta eléctrica
Se incluye bajo este epígrafe una panorámica global de las
actividades del Sistema Eléctrico Nacional, distinguiendo
tres grupos principales: Generación, Transporte y
Operación del Sistema, Distribución y Comercialización.
2.2.1. Actividades de la oferta eléctrica
Como se ha indicado, el 1 de enero de 1998 comenzó a
funcionar el mercado de producción de energía eléctrica;
por tanto, la cobertura de la demanda de energía eléctrica
se ha basado en las decisiones económicas de los agentes.
Durante 2006, la oferta eléctrica ha continuado fundamen-
talmente en manos de las empresas eléctricas tradiciona-
les, y varios agentes externos, entre los que destacan:
Electrabel, EDF, EDP, EnBW, Electrizitäts Gesellschaft
44
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 44
Laufenburg AG, REN, ENEL y ONE, que han efectuado
operaciones de compra/venta en el mercado peninsular.
Respecto a los contratos bilaterales físicos, durante el
año 2006 se han ejecutado contratos por un volumen de
59.060 GWh de venta.
2.2.2. Generación
La generación de energía eléctrica es una de las activi-
dades más importantes del Sistema Eléctrico Nacional,
dado que representa en torno al 65% de los costes de la
electricidad. En este apartado se presenta la información
básica sobre esta actividad en su conjunto, analizando la
composición del parque generador y el origen primario
de la electricidad generada y se ofrece información
sobre la generación en los Sistemas Extrapeninsulares.
Estructura de la potencia instalada y de la
generación por tecnologías
La potencia instalada, como parámetro que mide los
medios de generación de los que dispone el sector eléc-
trico, ha experimentado durante el año 2006 cambios
importantes debido principalmente a la puesta en mar-
cha de tanto de centrales de ciclo combinado como de
parques eólicos.
El parque generador correspondiente al régimen ordinario
se ha incrementado en 2006 en 2.831 MW, quedando una
capacidad instalada a 31 de diciembre de 57.944 MW.
Las altas y bajas han sido las siguientes:
45
Elec
tric
idad
PotenciaGrupo Tipo (MW)
Altas
Castelnou Ciclo combinado 731
Colón 4 Ciclo combinado 387
El Fangal 1 Ciclo combinado 400
El Fangal 2 Ciclo combinado 400
El Fangal 3 Ciclo combinado 400
Escombreras 6 Ciclo combinado 814
Bajas
Compostilla 2 Grupo 1 Hulla-antracita 141
José Cabrera Nuclear 160
Fuente: REE.
Cuadro 2.2.1. Altas y bajas en el equipo generador
MW
Fuel + Gas Carbón Nuclear Hidráulica Régimen especial Ciclo combinado
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
Gráfico 2.2.2. Evolución de la estructura de la potencia instalada (sistema peninsular)
Fuentes: REE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 45
El gráfico 2.2.3 recoge cómo se realizó la cobertura de
la demanda el día de mayor demanda de potencia
media horaria de 2006 en el sistema eléctrico peninsu-
lar. Esa máxima demanda de potencia se produjo el día
30 de enero, entre las 19 y 20 horas, con una potencia
media horaria de 42.153 MW. Esta demanda de poten-
cia fue cubierta con un 55% de producción térmica, un
18% de nuclear, un 10% de hidráulica y un 17% de
régimen especial (del cual el 8% corresponde a ener-
gía eólica).
Por lo que se refiere al conjunto de la producción anual,
la demanda peninsular de energía eléctrica en barras de
central en el año 2006, fue de 253.662 GWh y se cubrió
según el cuadro 2.2.2.
En el gráfico 2.2.4 se refleja la evolución de la genera-
ción en el período comprendido entre 1990 y 2006.
Durante el mismo, se ha mantenido bastante estable la
mezcla de generación propia de las empresas eléctricas,
aunque con un importante crecimiento de la producción
con gas, debido a la puesta en marcha de varios ciclos
combinados en los cinco últimos años, así como un con-
tinuo crecimiento la energía de las instalaciones de régi-
men especial, en torno a un 10-15% anual, excepto este
último año en el que no ha registrado crecimiento debi-
do al aumento de los precios de combustible. Por lo que
se refiere a 2006, se ha producido un aumento de la pro-
46
Elec
tric
idad
2006 2005 % ∆ 2006-2005
Hidroeléctrica 25.330 19.169 32,1
Nuclear 60.126 57.539 4,5
Carbón nacional 53.879 63.473 -15,1
Carbón importado 12.127 13.920 -12,9
Fuel-Gas 5.905 10.013 -41,0
Ciclo Combinado 63.506 48.885 29,9
Régimen especial 50.237 50.606 -0,7
Intercambios internacionales -3.280 -1.343 144,1
Consumos en generación -8.907 -9.082 -1,9
Consumos en bombeo -5.261 -6.358 -17,3
TOTAL 253.662 246.822 2,8
Fuente: Red Eléctrica.
Cuadro 2.2.2. Balance de energía eléctrica peninsular en GWh. Años 2005 y 2006
%
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Térmica
Hidráulica
Nuclear
Régimen Especial
55
10
18
17
Gráfico 2.2.3. Gestión de oferta eléctrica el día de
mayor demanda de potencia.
Estructura por tipos de central (%)
Fuente: Red Eléctrica.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 46
ducción hidráulica (32,1%), ciclo combinado (29,9%),
nuclear (4,5%) e intercambios internacionales (144,1%,
con un saldo neto exportador). Por el contrario, ha dis-
minuido con respecto a 2005 la producción con carbón
nacional e importado (15,1% y 12,9%, respectivamen-
te), así como la generación a partir de fuel-gas (41%).
La energía procedente de instalaciones de régimen espe-
cial también ha disminuido ligeramente (0,7%).
Una muestra del importante aumento de la energía pro-
ducida anualmente por las instalaciones en régimen
especial es la diferencia cada vez mayor entre la deman-
da en barras de central y la producción en régimen ordi-
nario llevada a cabo por las empresas eléctricas, como
puede observarse en el gráfico 2.2.5.
La creciente importancia de las instalaciones de régimen
especial se constata observando que la energía vertida
por los mismos a la red ha pasado en la década de los
noventa desde 367 GWh en 1990 a 50.237 GWh en
2006.
En cuanto al saldo internacional, éste oscila de unos años
a otros, habiendo sido en el año 1997 de 3.073 GWh
(exportador), a partir de este año comienza un perío-
do importador pero en distinta magnitud: en el año
1998 de 3.402 GWh, en 1999 de 5.719 GWh, en 2000
de 4.441 GWh, en el 2001 de 3.450 GWh, en 2002 de
5.330 GWh y en 2003 de 1.270 GWh, volviendo a ser
a partir del año 2004 un año exportador con 3.026
GWh en 2004, 1.343 GWh en 2005 y 3.280 GWh en
2006.
Una de las características de la generación en el Sistema
Eléctrico Nacional es la asimetría entre la potencia insta-
lada del régimen ordinario y la contribución a la genera-
ción de electricidad de estas mismas instalaciones. En el
gráfico 2.2.6 se comparan las estructuras de potencia ins-
talada y de generación correspondientes a 2006. Como
puede observarse, los medios de producción de los que
dispone el sector eléctrico se utilizan de forma muy dife-
rente según el tipo de central. Así, el 11% de la potencia
instalada (en centrales de fuel-oil/gas) sólo contribuyó en
47
Elec
tric
idad
0
100.000
150.000
200.000
250.000
50.000
300.000
GWh
Hidroeléctrica Nuclear Carbón nacional Carbón importaciónFuel-Gas Régimen Especial Ciclo Combinado
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006Años
Gráfico 2.2.4. Evolución de la explotación de la oferta
Fuente: Red Eléctrica.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 47
2006 al 3% de la producción total bruta. Las centrales
nucleares, sin embargo, con una potencia instalada simi-
lar (13%), produjeron el 27% de la energía en 2006.
Por su parte, y en lo que a régimen ordinario se refie-
re, la contribución de las centrales hidráulicas a la pro-
ducción de 2006, fue del 11%, dato algo superior al de
2005 (9%), dada la escasa hidraulicidad de ese año,
que apenas se ha recuperado en 2006. La potencia ins-
talada en centrales hidráulicas representa el 29% del
total, lo cual indica claramente la importancia del pro-
ducible hidroeléctrico anual, y la importante diferen-
48
Elec
tric
idad
Régimen Especial (escala derecha)Demanda (escala izquierda)Producción neta (escala izquierda)
Prod
ucci
ón n
eta
y de
man
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Wh
Régi
men
Esp
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l GW
h
Años
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
Gráfico 2.2.5. Evolución de la demanda (b.c.), la producción neta y el régimen especial
Fuente: Red Eléctrica.
%
100
80
60
40
20
0
Estructura de ProducciónEstructura de Potencia
Fuel oil-Gas Carbón Nuclear Hidráulica Ciclo Combinado
11%
20%
13%
29%
27%
30%
27%
11%
29%
3%
Gráfico 2.2.6. Comparación entre las estructuras de potencia y producción bruta (régimen ordinario)
Fuente: Red Eléctrica.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 48
cia que puede haber en la cobertura del sistema depen-
diendo del tipo de año, húmedo o seco, que haya habi-
do. Por último, las centrales de carbón (20% de la
potencia instalada) generaron el 30% de la energía en
2006.
Sistemas extrapeninsulares
En este apartado se ofrece una visión general de la gene-
ración eléctrica en las Islas Baleares, las Islas Canarias,
Ceuta y Melilla.
La potencia total instalada en el conjunto de los sistemas
extrapeninsulares a 31 de diciembre de 2006, es de
4.446 MW.
La demanda en barras de central en la globalidad del sis-
tema extrapeninsular, ha sido de 15.135 GWh, lo que
supone un crecimiento del 4,3% respecto a la demanda
de 2005.
Esta demanda ha sido cubierta principalmente por la
generación con combustibles líquidos (75%) y, en
menor medida, por la generación con carbón (21%). En
el siguiente gráfico se muestra la cobertura de la deman-
da por las distintas fuentes, excluyéndose el consumo en
generación.
Régimen especial
El régimen especial trata de incentivar la generación
eléctrica a partir de la cogeneración y de las fuentes
renovables. Durante el año 2006, las ventas peninsulares
de energía en régimen especial (50.299 GWh) han
supuesto un 20% sobre la demanda neta peninsular
49
Elec
tric
idad
Potencia Demanda (GWh) Demanda (GWh) % variaciónMW 2006 2005 2006/2005
Generación hidroeléctrica 1 0 0 —%
Generación con carbón 510 3.320 3.518 -5,6%
Generación con combustibles líquidos 3.689 12.033 11.174 7,7%
Consumos en generación — -863 -858 0,6%
Adquirido al régimen especial 246 645 671 -3,9%
Total 4.446 15.135 14.505 4,3%
Fuente: Red Eléctrica.
Cuadro 2.2.3.
4%
75,2%
0%
20,8%
Hidráulica Carbón Combustibleslíquidos
Régimenespecial
Gráfico 2.2.7.
Fuente: REE y CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 49
50
Elec
tric
idad
Categoría Combustible2005 2006
06/05
Cogeneración
Gas naturalFuel OilGasoilGas de refineríaPropanoCarbón de importaciónCalor residualDiesel oil
15.9032.393
200181580
1210
13.7701.762
1420
1587
1080
-13,4%-26,4%-28,9%
-100,0%0,9%8,0%
-10,6%0,0%
Renovables en régimen especial
FotovoltaicaEólicaHidráulicaBiogásCultivos agrícolasResiduos forestalesResiduos de actividad agrícolaResiduos de actividad ganaderaResiduos de industria forestalResiduos de industria agroforestalEstiércoles
4020.8333.814
5657
1618066
56267730
10122.5834.129
5972416
20253
45873540
152,9%8,4%8,2%5,7%
241,3%-5,0%12,3%
-20,6%-18,6%
8,5%32,0%
ResiduosResiduos IndustrialesGas residualResiduos Sólidos Urbanos
573558
1.119
518537
1.032
-9,7%-3,8%-7,8%
Trat. Residuos Gas natural 3.178 3.391 6,7%
Total Peninsular 50.951 50.299 -1,3%
CogeneraciónFuel oilGasoil
02
03
-100,0%61,2%
Renovables en régimen especial
FotovoltaicaEólicaHidráulica
0327
2
3326
643,0%-0,3%
-100,0%
Residuos Residuos Industriales 228 218 -4,3%
Total Canarias 560 550 -1,7%
Cogeneración Gasoil 4 4 22,1%
Renovablesen régimen especial
FotovoltaicaEólica
15
15
62,9%-10,2%
Residuos Residuos Sólidos Urbanos 123 135 9,0%
Total Baleares 133 145 8,9%
Renovablesen régimen especial
Fotovoltaica 0 0 0,0%
Residuos Residuos Sólidos Urbanos 0 0 0,0%
Total Ceuta y Melilla 0 0 0,0%
Total General 51.643 50.994 -1,3%
Energía GWh
Fuente: CNE2.
2 Incluye instalaciones que siendo de régimen ordinario perciben incentivo por el artículo 41 del RD436/2004, de 12 de marzo, porel que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad deproducción de energía eléctrica en régimen especial.
Cuadro 2.2.1.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 50
(253.664 GWh), frente al 21% que representaron en el
año 2005. Se observa una reducción no significativa en
la energía vendida en este régimen, en torno a un 1%,
motivada básicamente por la disminución en cogenera-
ción, debida al incremento de los precios de la materia
prima utilizada para este tipo de generación.
En cuanto a los sistemas extrapeninsulares de Baleares y
Canarias, las ventas de energía en régimen especial han
supuesto un 4,3% sobre la demanda neta (15.135 GWh).
Las ventas en estos sistemas se han mantenido práctica-
mente estables respecto al año anterior.
El cuadro 2.2.1 muestra, con los datos obtenidos de la
declaración de las empresas distribuidoras hasta 31 de
mayo de 2007, la energía vertida a la red por las instala-
ciones de régimen especial durante el ejercicio 2006,
según la tecnología utilizada, y la variación sufrida en
relación con el ejercicio anterior.
Frente a la situación de estancamiento que presenta la
cogeneración, se puede observar el importante incre-
mento en la generación fotovoltaica, que experimenta un
aumento superior al 150%. Por otra parte, la energía
eólica incrementa su producción en más del 8%. La
energía hidroeléctrica ha experimentado un incremento
del 8%, debido a un importante aumento de la hidrauli-
cidad durante el año 2006 respecto a la del año 2005.
Todo lo anterior permite que el grado de crecimiento de
las energías renovables (excluyendo la gran hidráulica)
sea del 8% y que éstas hayan alcanzado el 12% de la
demanda eléctrica bruta (20% incluyendo la gran
hidráulica), existiendo el objetivo comunitario de conse-
guir en España una participación de las energías renova-
bles del 29,4% en la cobertura de la demanda de electri-
cidad en el año 2010.
En el cuadro 2.2.2 puede observarse la potencia instala-
da en España, clasificada según la tecnología utilizada y
en función de la comunidad autónoma en la que se
encuentra localizada. La comunidad con mayor potencia
instalada es Galicia, con el 18% de la potencia en régi-
men especial del país. Además, es la región que mayor
potencia eólica e hidráulica posee, con el 23% y el 22%
de la potencia española en dichas tecnologías respectiva-
mente. La situación de Cataluña es también destacable,
ya que es la comunidad con mayor potencia instalada en
las áreas de cogeneración, con el 20% de la potencia
nacional instalada en esta tecnología. En cuanto a la
energía solar, es en Navarra donde se reúne más potencia
fotovoltaica conectada a red, más de 30 MW. La potencia
instalada con biomasa alcanza su mayor valor en
Andalucía, así como para el tratamiento de residuos,
representando el 31% y el 23% respectivamente del total
de la potencia instalada en España para estas tecnologías.
Por otra parte, es el País Vasco donde nos encontramos
con la mayor potencia instalada en el área de residuos.
El precio medio de venta de energía a distribuidora por
parte del régimen especial se sitúa en el año 2006 en
8,866 cent€/kWh (7,496 cent€/kWh en 2005), mientras
que el precio medio horario final vendido en el mercado
por el régimen especial, ha sido de 5,334 cent€/kWh. El
incentivo económico medio (prima) percibido además
por la energía en régimen especial vendida en mercado
se ha situado en 3,456 cent€/kWh.
Consumo y existencias de carbón autóctono
En este apartado se hace, en primer lugar, un aná-
lisis de la producción de las centrales térmicas
peninsulares que utilizan carbón autóctono como
combustible.
Durante el año 2006, la electricidad producida en estas cen-
trales ha sufrido un decremento respecto al ejercicio ante-
rior, debido a un importante aumento de la hidraulicidad a
lo largo de 2006, con respecto a 2005.
51
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 51
52
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2005
2006
2005
2006
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2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
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1.47
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203
2.33
6
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120
155
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66
11
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--
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288
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171.
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62.
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1.18
21.
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252
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142
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--
33
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33
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111
111
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115
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418
118
159
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113
110
1077
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5.93
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ener
gía
eléc
tric
a en
rég
imen
esp
ecia
l.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 52
En el cuadro 2.2.4 se observan las variaciones en el con-
sumo de carbón. Se han producido descensos respecto al
año 2005 en el consumo de todo tipo de carbones de
procedencia nacional.
Stocks de carbón autóctono
De la información proporcionada por las empresas pro-
pietarias de centrales térmicas de carbón autóctono, se
obtienen los stocks de este combustible al final de cada
ejercicio. En 2006 los stocks se incrementaron como con-
secuencia del menor funcionamiento de las centrales.
2.2.3. Transporte y operación del sistema
La unión de los centros de producción con las redes
de distribución y clientes finales específicos se lleva
a cabo por la red de transporte que, en general, inclu-
ye aquellas instalaciones con tensiones iguales o
superiores a 220 kV y las interconexiones internacio-
53
Elec
tric
idad
Energía b.a. Energía b.a. Var. %2005 (GWh) 2006 (GWh) 2006/2005
Hulla + Antracita 40.418 32.412 -20%
Lignito Negro 9.780 8.641 -12%
Lignito Pardo 13.277 12.826 -3%
Total Nacional 63.475 53.880 -15%
Fuente: CNE.
Cuadro 2.2.3.
Consumo Consumo Var. % Prima C.A.2005 (kt) 2006 (kt) 2006/2005 (miles €)
Hulla + Antracita 8.156 6.800 -17% 37.250
Lignito Negro 3.783 3.284 -13% 13.328
Lignito Pardo 7.573 6.914 -9% 24.715
Total Nacional 19.513 16.998 -13% 75.293
Fuente: CNE.
Cuadro 2.2.4.
Stocks de C.A. Stocks de C.A.a 31/12/05 (kt) a 31/12/06 (kt)
Hulla + Antracita 1.799 3.113
Lignito Negro 887 963
Lignito Pardo 269 199
Total 2.955 4.275
Fuente: CNE.
Cuadro 2.2.5.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 53
nales. En la Península, este transporte se realiza en su
mayor parte por Red Eléctrica, en tanto que los siste-
mas extrapeninsulares lo realiza tanto en Baleares
como en Canarias la empresa Endesa Distribución
Eléctrica, S.L.U.
Dentro del transporte peninsular, hay que distinguir
entre las redes de 400 kV y de 220 kV. Dentro de las pri-
meras, Red Eléctrica es propietaria a finales de 2006 de
17.003 km, lo que supone el 99,7% del total de circuitos
a 400 kV, en tanto que las restantes empresas transpor-
tistas propietarias a esa tensión no tienen más que
38 km., es decir, el 0,3%.
En el caso de las líneas a 220 kV; Red Eléctrica es
poseedora de 16.500 km, el 98,5% del total, frente a
los 245 km propiedad de otras empresas (el 1,5%) (grá-
fico 2.2.9).
Debido al notable crecimiento de la demanda y la cons-
trucción de nuevas instalaciones de generación, en este
último año se ha producido un gran esfuerzo inversor.
Esta aceleración del ritmo de inversión en la red de
transporte es debido a la carencia de capacidad en deter-
minados puntos del sistema peninsular, derivada, como
se ha mencionado anteriormente, del crecimiento de la
demanda de energía eléctrica.
En el gráfico 3.2.10 se puede observar en los últimos años
un impulso importante de las instalaciones de 400 KV fren-
te a las de 220 kV. Hay que tener en cuenta que en dichos
años se viene realizando diversas repotenciaciones de líne-
as de 220 kV para su conversión a las líneas de 400 kV y
que se están aprovechando las trazas existentes de las líne-
as de transporte de 220 kV para la construcción de nuevas
líneas de 400 kV (ver gráfico 2.2.10).
La Red de Transporte ha aumentado en 407 km de cir-
cuitos en el último año, de los cuales 16 km corres-
ponden a la segunda interconexión eléctrica con
Marruecos.
Por otra parte, la capacidad de transformación total del
sistema 400/AT asciende en 2006 a 56.209 MVA. De esa
cifra, 55.409 MVA pertenecen a Red Eléctrica y 800
MVA a otras compañías (98,5 y 1,5%, respectivamente).
54
Elec
tric
idad
REE99,8%
Otras0,2%
REE98,5%
Otras1,5%
Red de 400 kVTotal km = 17.041
Red de 220 kVTotal km = 16.745
Gráfico 2.2.9. Propiedad de la red de transporte. Año 2006 (sistema peninsular)
Fuente: Red Eléctrica.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 54
Durante el año 2006 han continuado las mejoras de la
infraestructura eléctrica de las diferentes zonas geográ-
ficas, lo cual incrementa notablemente la capacidad de
transporte y evacuación de la energía eléctrica. Esto ha
sido necesario para poder afrontar el incremento de
generación previsto procedente de los futuros ciclos
combinados y parques eólicos.
2.2.4. Distribución y comercialización
Distribución
La actividad de distribución es aquella que tiene por
objeto principal la transmisión de energía eléctrica
desde las redes de transporte hasta los puntos de consu-
mo en las adecuadas condiciones de calidad, así como la
venta de energía eléctrica a los consumidores o distribui-
dores que la adquieran a tarifa.
La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, liberaliza la dis-
tribución a través de la generalización del acceso a las
redes, de manera que la eficiencia económica que se
deriva de la existencia de una única red es puesta a dis-
posición de los diferentes sujetos del sistema eléctrico
y de los consumidores. No obstante, la retribución de
la distribución continua siendo fijada administrativa-
mente, evitándose así el posible abuso de las posicio-
nes de dominio determinadas por la existencia de una
única red.
En su artículo 16.3, la Ley 54/1997 establece que la
retribución de la actividad de distribución se estable-
cerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribu-
ción que haya de corresponder a cada sujeto atendien-
do a los siguientes criterios: costes de inversión, ope-
ración y mantenimiento de las instalaciones, energía
circulada, modelo que caracterice las zonas de distri-
bución, los incentivos que correspondan por la cali-
dad de suministro y la reducción de pérdidas, así
como otros costes necesarios para desarrollar la acti-
vidad.
Las actividades reguladas destinadas al suministro de
energía eléctrica son retribuidas económicamente con
cargo a las tarifas y a los peajes. En un futuro, la distri-
bución será retribuida únicamente vía peajes.
55
Elec
tric
idad
km
220 kV400 kV
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 2.2.10. Evolución de la red de transporte de 400 y 200 kV (sistema peninsular)
Fuente: Red Eléctrica.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 55
Durante este año 2006, la CNE ha continuado con los
trabajos de desarrollo de la propuesta de un nuevo
modelo retributivo para la actividad de distribución
de electricidad, que previsiblemente será trasladado a
la normativa durante el transcurso del año 2007, tras
la transposición de la Directiva Comunitaria
2003/54/CE sobre normas comunes para el mercado
interior de la electricidad.
Durante este período, se ha puesto en marcha parte de
las herramientas de carácter técnico, en concreto el
modelo de red de referencia en su modalidad base cero
que se alimenta de los datos contenidos en la Circular
1/2006, de 16 de febrero, de la Comisión Nacional de
Energía, sobre petición de información a remitir por las
empresas distribuidoras de energía eléctrica a la
Comisión Nacional de Energía para el establecimiento
de una nueva metodología de retribución a la actividad
de distribución.
El modelo de red de referencia en su modalidad base
cero es una herramienta de gran utilidad para el estable-
cimiento de los niveles retributivos iniciales. Así mismo,
dicha herramienta permitirá a lo largo del año 2007 ana-
lizar el grado de adaptación de las infraestructuras de
distribución existentes. A modo de ejemplo, el uso
de esta herramienta ha permitido simular las redes de
distribución necesarias para garantizar, para todos y
cada uno de los consumidores, la calidad establecida en
la normativa, bajo distintos escenarios de crecimiento de
demanda.
Asimismo, las informaciones declaradas por las
empresas distribuidoras con motivo de la citada
Circular 1/2006 ha permitido a esta Comisión dispo-
ner de datos reales acerca del mercado que atiende
cada una de las empresas distribuidoras, y de las redes
de que disponen las mismas para abastecer dichos
mercados.
La principal empresa distribuidora peninsular en el 2006
es Iberdrola, con el 40,02% de la distribución como se
puede observar en el gráfico 2.2.11. No obstante, la
empresa Endesa Distribución está muy próxima, tenien-
do una cuota de mercado del 38,96 %, con lo que resul-
ta que los dos principales grupos eléctricos del país dis-
tribuyen el 78,98% de la energía.
El gráfico 2.2.12 ofrece una imagen del reparto del
mercado español por las principales empresas distri-
buidoras, incluidas las Islas Baleares y las Canarias. En
el mismo se aprecia con claridad el predominio de los
dos grandes grupos, Iberdrola y Endesa, el primero en
la zona Centro, Norte y Levante, fundamentalmente, y
el segundo en la zona Sur y Noreste. Por último, a
pesar de que no se refleja en los gráficos, prolifera un
gran número de pequeñas empresas distribuidoras,
alrededor de 350.
Por lo que se refiere a la remuneración de esta actividad,
para el ejercicio de 2006 se ha actualizado la correspon-
diente a 2005 mediante el IPC-1 y el incremento de mer-
cado previsto afectado por un factor de eficiencia.
En el conjunto de los costes del sector, el coste recono-
cido a las empresas de distribución representó en 2006
el 18,8% del total, esto es 3.540.997 miles de euros.
En el Real Decreto 2819/1998, se define la actividad de
distribución, delimitando las redes de distribución y
definiendo los elementos constitutivos de su retribución
(instalaciones reales, red de referencia, energía circula-
da, incentivos a la calidad de servicio y reducción de
pérdidas, otros costes y costes de gestión comercial).
La Orden Ministerial de 14 de Junio de 1999 establece
el régimen retributivo de todas las empresas distribuido-
ras de electricidad, es decir, es de aplicación tanto para
las empresas distribuidoras que estaban acogidas al Real
56
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 56
57
Elec
tric
idad
Iberdrola DistribuciónEléctrica S.A.V.
40,02%
Unión Eléctrica FenosaDistribución, S. A.
14,57%
Fuerzas Eléctricasde Valencia, S. A.0,01%
Electra de ViesgoDistribución, S. l.
2,33%
SOLANAR0%
CANTÁBRICO Distribución4,12%
ENDESADistricución eléctrica38,96%
Gráfico 2.2.11. Energía eléctrica distribuida peninsular. Año 2006: 231.461 GWh
Fuente: CNE.
Grupo Endesa
Iberdrola
Unión Fenosa
Cantábrico
Viesgo
endesa
endesa
endesa
endesa
endesa
endesa
endesa
endesa
endesa
endesa
Gráfico 2.2.12. Mercado de la electricidad en España
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 57
Decreto 1538/1987, como para las que no lo estaban, e
incluso para las nuevas empresas distribuidoras que pue-
dan establecerse.
El Real Decreto 1556/2005 por el que se establece la
tarifa eléctrica para el 2006, en su Anexo VIII establece
la retribución de la actividad de distribución por empre-
sas o agrupaciones de empresas.
Para los distribuidores sujetos a la disposición transitoria
undécima de la Ley 54/1997 se establece que pueden
solicitar la aplicación del nuevo régimen económico, que
este será obligatorio para los crecimientos superiores al
vegetativo y que podrán solicitar compensación por la
pérdida de ingresos por consumidores cualificados
conectados a sus redes. Los nuevos distribuidores deben
solicitar la inclusión en el nuevo régimen económico.
Comercialización
De acuerdo con la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, la
comercialización de energía se declara como actividad
no regulada, si bien la comercialización a tarifa la segui-
rán realizando los distribuidores. Los consumidores cua-
lificados podrán comprar la energía directamente al
mercado organizado, o bien a través del comercializa-
dor. Así mismo, los consumidores cualificados podrán
comprar la energía a los generadores por medio de con-
tratos bilaterales.
El gráfico 2.2.13 muestra el reparto de las pólizas sus-
critas por los clientes a tarifa entre las principales
empresas suministradoras. Iberdrola y Endesa (en la
península), suministran electricidad aproximadamente
al 81% de los clientes.
La actividad de comercialización a tarifa tiene un coste
reconocido que depende, fundamentalmente, del núme-
ro de clientes. En el gráfico 2.2.14 se presenta la evolu-
ción de los costes reconocidos de comercialización en el
período 1988-2006.
Según el mismo, los costes de comercialización han dis-
minuido notablemente en los últimos años, lo cual es
debido en su mayor parte, al trasvase de fondos que se
realizó en el año 1998 desde esta actividad a la actividad
de distribución. Estos costes de comercialización tienen
poco peso en el total del sector. Así, en el año 2006 estos
costes fueron de 299.796 miles de euros, lo que repre-
senta alrededor del 1,6% de la facturación.
58
Elec
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idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 58
59
Elec
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idad
CANTÁBRICO Distribución2,30%
SOLANAR0,00%
ENDESA DistribuciónEléctrica42,17%
Electra de ViesgoDistribución, S. L.
2,32%
Iberdrola DistribuciónEléctrica, S.A.U.
39,02%
Fuerzas Eléctricasde Valencia, S. A.0,02 %
Unión Eléctrica FenosaDistribución, S. A.
14,16%
Gráfico 2.2.13. Número de pólizas por subsistemas año 2006. Total pólizas: 23.119.470
Fuente: CNE.
Mile
s de
eur
os
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
Años
1989 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 200420021990 2003 2005 2006
Gráfico 2.2.14. Evolución de los gastos de comercialización
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 59
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1
3.1. Facturación de la energía eléctrica
Expuesta en el apartado 3.1 la evolución del mercado
de producción, tanto en lo referente a la energía nego-
ciada como a los precios resultantes, se presentan aquí
los datos relativos a la facturación de la energía por
tarifas y peajes regulados, tanto de los contenidos en el
expediente de tarifas aprobado a finales de 2005 para
el ejercicio de 2006, como de los derivados de la liqui-
dación de ingresos y costes de las actividades regula-
das número 14, efectuada a cuenta por la CNE. Ha de
tenerse presente, en este último aspecto, que, si bien el
Real Decreto de tarifas ha establecido la retribución
correspondiente a cada una de las empresas por las
actividades de distribución y gestión comercial, los
datos con que se han elaborado las liquidaciones son
provisionales pues no existen liquidaciones definitivas,
ni de cantidades ni de precios, del mercado de produc-
ción; por otra parte los datos de las liquidaciones están
pendientes de las correspondientes verificaciones e
inspecciones, de forma que únicamente tras la resolu-
ción de estas cuestiones podrá tener carácter definitivo
la liquidación anual que se realice.
De acuerdo con el expediente de tarifas, la estimación
del precio medio de la electricidad era para 2006 de 8,04
cent €/kWh, para las ventas a tarifa integral. Ese resul-
tado suponía un coste de adquisición de la energía gene-
rada por las empresas eléctricas y por los productores en
régimen especial de 5,62 cent €/kWh, un coste de trans-
porte y distribución de 1,68 cent €/Kwh., un coste de
comercialización de 0,12 cent €/Kwh, los costes previs-
tos del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética eran de
0,09 cent €/Kwh y el recargo por el déficit de 2005 sig-
nificaba 0,07 cent €/kWh. Por otra parte, los costes per-
manentes del sistema eran 0,24 cent €/kWh, por el défi-
cit tarifario de años anteriores a 2003 y por la revisión
del coste de generación de los sistemas extra peninsula-
61
Elec
tric
idad
3. Facturación de energía y empresas eléctricas
Demanda (GWh)Expediente Liquidación172.156 187.794
Precio medioExpediente Liquidación
8,04 8,43
Costes permanentesExpediente Liquidación
0,24 0,21
Costes de diversificaciónExpediente Liquidación
0,09 0,09
Déficit + Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación
0,12 0,11
Prima consumo carbón nacionalExpediente Liquidación
0,06 0,04
Plan viabilidad ELCOGASExpediente Liquidación
0,03 0,02
Expediente de tarifas y Liquidación 14(Cent €/KWh)
Coste de generaciónde empresas eléctricas
y autoproductores
Expediente Liquidación5,61 7,64
Transporte y distribuciónExpediente Liquidación
1,68 1,54
Comercialización del dist.Expediente Liquidación
0,12 0,10
Ahorro y eficiencia energ.Expediente Liquidación
0,09 0,09
Recargo déficit 2005Expediente Liquidación
0,07 0,07
Déficit 2006Expediente Liquidación
-0,07 -1,48
Gráfico 3.1.1. El precio de la electricidad en España a tarifa integral. Año 2005
Fuente: Expediente de tarifas y CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 61
res se preveían 0,12 cent €/kWh, los costes de diversifi-
cación ascendían a 0,09 cent €/Kwh, para el incentivo al
consumo de carbón nacional se preveía una cifra de
0,06 cent €/Kwh siendo, finalmente, el coste del Plan
de viabilidad de ELCOGAS de 0,03 cent €/Kwh. Todo
lo anterior significaba un déficit de 0,07 cent €/Kwh.
Frente a esas previsiones (gráfico 3.1.1), la liquidación
a cuenta número 14 por tarifas integrales arroja un pre-
cio medio de venta de 8,43 cent €/kWh (0,39 cent €
superior al del expediente). Por otra parte se ha produ-
cido un mayor coste de la energía adquirida por los dis-
tribuidores, para sus ventas a tarifa, a las empresas eléc-
tricas y auto productores: 7,64 cent €/kWh, 2,03 cent €
más que lo previsto en las estimaciones iniciales. La
diferencia entre los precios de compra y de venta esti-
mados con los respectivos precios de la realidad han
producido, como consecuencia, un déficit tarifario de
3.000 millones de euros.
Los consumidores cualificados:
Por otra parte, en 2006 unos 2.500.000 consumidores
adquirieron su energía (60.295 GWh) en el mercado libre
de electricidad. En el gráfico 3.1.1 bis se ofrece la liquida-
ción de los costes regulados correspondientes a estos con-
sumidores así como una estimación del coste de su ener-
gía, dado que sus precios son libremente pactados y por
tanto desconocidos, dicha estimación no tiene en cuenta el
margen del comercializador, basándose únicamente en el
precio medio para los comercializadores, consumidores
cualificados y agentes externos derivado del mercado
organizado de producción. Obviamente los costes de la
energía en el mercado liberalizado no son objeto de liqui-
dación, realizamos aquí éste ejercicio para ofrecer una idea
aproximada de los costes de la electricidad para los consu-
midores que adquieren su energía en dicho mercado y los
presentamos de una manera similar a los costes soportados
por los consumidores a tarifa, repitiendo una vez más que
62
Elec
tric
idad
Demanda (GWh)Expediente Liquidación
77.048 60.295
Precio medioExpediente Liquidación
8,87
Costes permanentesExpediente Liquidación
0,07 0,12
Costes de diversificaciónExpediente Liquidación
0,03 0,03
Déficit + Rev. genera. extrapen.Expediente Liquidación
0,02 0,03
Prima consumo carbón nacionalExpediente Liquidación
0,02 0,01
Plan viabilidad ELCOGASExpediente Liquidación
0,01 0,01
Expediente de tarifas y Liquidación 14(Cent €/KWh)
Coste de generaciónde empresas eléctricas
y autoproductores
Expediente Liquidación 6,46
Transporte y distribuciónExpediente Liquidación
1,93 2,46
Comercialización del dist.Expediente Liquidación
0,13 0,17
Ahorro y eficiencia energ.Expediente Liquidación
0,02 0,02
Recargo déficit 2005Expediente Liquidación
0,02 0,02
Déficit 2006Expediente Liquidación
0,20 -0,46
Gráfico 3.1.1 bis. El precio de la electricidad en España para los consumidores cualificados. Año 2005
(*) Estimación.
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 62
63
Elec
tric
idad
Clientes a tarifas
Coste de adquisiciónenergía mercado 11.876.143
Generadores
Coste de adquisiciónenergía régimen especial 2.476.914
Generadores
Coste del transporte 669.875
REE 449.280Empresas eléctricas 190.595
Coste de distribucióny comercialización 2.423.390
Distribuidores
Costes de diversificacióny seguridad de abastecimiento 171.556
Comp. régimen especiale interrumpibles 12.347Comp. moratoria nuclear 125.9682.ª parte del ciclo C.N. 33.241
Costes permanentesdel sistema eléctrico 385.121
Operador del mercado 8.389
Operador del sistema 28.809CNE 10.923Comp. E. extrapeninsulares 337.00
Otros costes 606.066
Déficit años anteriores a 2003 193.287Revisión generación extrapeninsular 14.711Plan ahorro y eficiencia energética 159.236Recargo financiación déficit 2005 128.770Prima consumo carbón nacional 70.137Plan viabilidad ELCOGAS 39.925
Liquidación 14. Año 2006 (Miles de €)
INGRESOS 15.836.820
Venta de energía 15.829.049
Otros ingresos 7.771
Distribuidores
Déficit 2006 2.772.245
Gráfico 3.1.2. Liquidación de ingresos por tarifas reguladas
Clientes cualificadosINGRESOS 5.349.210
Venta de energía 3.895.057Peajes 1.454.153
Comercializadoresy distribuidores
Coste de la energía 3.895.057
Comercializadores
Coste del transporte 343.453
REE 245.733Empresas eléctricas 97.720
Coste de distribucióny comercialización 1.242.503
Distribuidores
Costes div. y seg. abastecimiento 16.317
Comp. moratoria nuclear 4.6662.ª parte del ciclo combust. nuclear 8.498Comp. RE e interrumpibles 3.153
Déficit 2006 274.520
Otros costes 54.137
Déficit años anteriores a 2003 17.266Revisión generación extrapeninsular 1.314Plan ahorro y eficiencia energética 14.224Recargo financiación déficit 2005 11.502Prima consumo carbón nacional 6.265Plan viabilidad ELCOGAS 3.566t
Costes permanentes del sistema 72.263
Operador del mercado 2.225
Operador del sistema 7.605CNE 2.923Comp. insul. y extrapen. 59.510
Gráfico 3.1.2 bis. Liquidación de ingresos por peajes. Año 2005 (miles de €)
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 63
sólo son objeto de liquidación los conceptos regulados
(ingresos por peajes, cuotas y los costes de transporte y
distribución así como otros costes).
El gráfico 3.1.2 bis detalla cada uno de los componen-
tes de ingresos (los correspondientes a ventas de ener-
gía son una estimación) y costes, de los cuales los
correspondientes a la adquisición de energía en el
mercado son una estimación y no son objeto de liqui-
dación.
El gráfico 3.1.2 detalla cada uno de los componentes de
la liquidación 14 de ingresos por tarifas reguladas de
2006, en tanto que el gráfico 3.1.3 muestra la participa-
64
Elec
tric
idad
Com. Extrapen.1,81%
Moratoria nuclear0,68%
Otros costes3,26%
Transporte3,60%
Energía mercado63,82
Distribución13,02%
Energía R. Especial13,31%
Op. mercado y Op. sistema0,20%
2.ª Parte ciclo nuclear0,18%
Com. R. E. e Int.0,07%CNE0,06%
Gráfico 3.1.3. Retribución del sector eléctrico vía tarifa. Liquidación 14 año 2006
Com. Extrapen.1,81%
Moratoria nuclear0,68%
Otros costes3,26%
Transporte3,60%
Energía mercado63,82
Distribución13,02%
Energía R. Especial13,31%
Op. mercado y Op. sistema0,20%
2.ª Parte ciclo nuclear0,18%
Com. R. E. e Int.0,07%CNE0,06%
Gráfico 3.1.3 bis. Costes para los consumidores cualificados. Año 2005
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 64
ción de cada uno de los costes sobre los ingresos totales
de la liquidación mencionada.
En el gráfico 3.1.3 bis se muestran, en porcentaje, los
distintos costes soportados por los consumidores cuali-
ficados, excepto el margen del comercializador.
Finalmente en el gráfico 3.1.4 se muestra la compara-
ción entre los costes soportados por los consumidores a
tarifa y los consumidores cualificados, agrupados por
grandes componentes del gasto.
Insistimos, una vez más, en que para la estimación del
coste de la energía en el mercado sólo se ha tenido en
cuenta el precio medio final ponderado en el mercado
organizado de producción para los comercializadores,
consumidores cualificados y agentes externos, es decir
sería el precio pagado por un consumidor que hubiese
realizado sus compras de electricidad directamente en el
mercado organizado, todas y cada una de las horas de
todos los días del año, sin desviaciones de su consumo
respecto de sus compras, y que hubiera consumido con la
misma curva de carga que la curva media del mercado.
3.2. Evolución económico-financiera de losprincipales grupos empresarialeseléctricos
Evolución de los resultados
Los estados financieros consolidados adjuntos del ejer-
cicio 2006 son los segundos que presentan los principa-
les grupos eléctricos aplicando las normas internaciona-
les de contabilidad adoptadas por la Unión Europea
(NIIF-UE).
Los estados financieros consolidados del sector eléc-
trico resultan de la agregación de los siguientes gru-
pos eléctricos: ENDESA, IBERDROLA, UNIÓN
FENOSA, CANTÁBRICO y RED ELÉCTRICA DE
ESPAÑA.
El beneficio después de impuestos, registrado en 2006
por los grupos empresariales ENDESA, IBERDROLA,
UNIÓN FENOSA, CANTÁBRICO Y RED ELÉC-
TRICA, ha sido de 6.514 millones de euros, lo que supo-
ne un incremento de un 2,7% sobre los 6.343 millones
65
Elec
tric
idad
cent
. €
Coste a mercado (*)Coste a tarifa
Energía Trans. Distr. Otros
El coste de la energía. 200612
10
8
6
4
2
0
1,65
7,64
0,32
6,46
2,63
0,09
Gráfico 3.1.4. Comparación de costes. Año 2003
(*) Se ha estimado un coste de la energía para el consumidor de 5,98 cent €/kWh.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 65
66
Elec
tric
idad
Cuota de resultados de:2005 % 2006 % Variación año
s/Ingresos s/Ingresos anterior (%)
INGRESOS 39.743 100 41.172 100 3,6Ventas 38.189 96,1 39.695 96,4 3,9Otros ingresos de explotación 1.554 3,9 1.477 3,6 -4,9
COMPRAS, CONSUMOS / OTROS APROVIS. Y SERVICIOS -20.738 -52,2 -19.804 -48,1 -4,5MARGEN 19.005 47,8 21.368 51,9 12,4
Gastos de personal -3,432 -8,6 -3,444 -8,4 0,4Otros gastos/ingresos de explotación -3,761 -9,5 -4.110 -10,0 9,3
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 11.812 29,7 13.814 33,6 16,9Amortizaciones -3.685 -9,3 -3,814 -9,3 3,5
RESULTADOS NETO DE EXPLOTACIÓN 8.127 20,4 9.999 24,3 23,0Gastos financieros netos -2.903 -7,3 -2.720 -6,6 -6,3Otros resultados financieros 640 1,6 825 2,0 28,9
RESULTADOS OPERACIONES CONTINUAS 5.864 14,8 8.105 19,7 38,2Beneficio/pérdida operaciones discontinuas 2.227 5,7 599 1,5 -73,7
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS 8.140 20,5 8.704 21,1 6,9Impuesto sobre sociedades -1.798 -4,5 -2.190 -5,3 21,8
RESULTADO DEL EJERCICIO 6.343 16,0 6.514 15,8 2,7DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 5.723 14,4 5.625 13,7 -1,7De Accionistas minoritarios 619 1,6 636 1,5 2,7
Fuente: Informes anuales 2006 y C.N.M.V.
Cuadro 3.2.1. Agregado consolidado del sector eléctrico (millones de euros)
Balance de situación a:2005 Estrutura 2006 Estrutura Variación año
% % anterior (%)
ACTIVOS NO CORRIENTES 96.549 84,1 97.249 85,2 0,7Activos intangibles 3.006 2,6 2.364 2,1 -21,3Activos tangibles e inmobiliarios 71.080 61,9 2.364 2,1 -21,3Activos financieros y otros no corrientes 10.158 8,8 10.916 9,6 7,5Fondo de comercio 6.145 5,4 5.632 4,9 -8,3Impuestos diferidos 6.162 5,5 4.879 4,3 -20,8
ACTIVO CORRIENTES 18.270 15,9 16.859 14,8 -7,7ACTIVO TOTAL = PASIVO TOTAL 114.820 100 114.108 100 -0,8PATRIMONIO NETO DE LA SOCIEDAD DOMINANTE 27.649 24,1 29.177 25,6 5,5ACCIONISTAS MINORITARIOS 6.201 5,4 6.052 5,3 -2,4PASIVOS CORRIENTES 56.506 49,2 57.376 50,3 1,5
Provisiones para riesgos y gastos 5.004 4,4 4.622 4,1 -7,6Acreedores no corrientes 47.649 41,5 49.623 43,5 4,1
PASIVO CORRIENTES 24.463 21,3 21.504 18,8 -12,1
Fuente: Informes anuales 2005.
Cuadro 3.2.2. Agregado consolidado del sector eléctrico (millones de euros)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 66
de euros obtenidos en 2005. Este reducido crecimiento
del beneficio neto consolidado del sector eléctrico es
debido, en gran parte, a unos menores resultados positi-
vos de operaciones discontinuas experimentados por los
principales grupos eléctricos, con excepción de IBER-
DROLA. Así, los dos grupos eléctricos que más han
reducido sus resultados de operaciones discontinuas
son: ENDESA, que obtiene una variación positiva del
resultado del ejercicio de 41 millones de euros, mientras
que el resultado de las operaciones discontinuas dismi-
nuye en 1.144 millones de euros entre los dos últimos
ejercicios, y UNIÓN FENOSA, que experimenta un
descenso del resultado de las operaciones discontinuas
de 576 millones de euros respecto al año anterior.
La participación en el beneficio neto agregado del sec-
tor eléctrico es de un 58,3% para ENDESA, un 26%
para IBERDROLA, un 10% para UNIÓN FENOSA, un
2,6% para CANTÁBRICO y un 3,1% para REE.
Por su parte, el beneficio neto de explotación del sector
alcanzó los 9.999 millones de euros, un 23% por encima
del obtenido en el año anterior.
Los ingresos de explotación han pasado de 39.743 mi-
llones de euros en 2005 a 41.172 millones de euros en
2006 (3,6% de incremento). Este incremento, unido a la
disminución del 4,5% de las compras y consumos de
aprovisionamientos, ha resultado en un aumento del
margen operativo del 12,4%, hasta los 21.368 millones
de euros.
El resultado financiero es negativo, anotando un valor
de 2.720 millones de euros, que supone una disminución
del 6,3%, debido fundamentalmente a la reestructura-
ción de la deuda financiera de algunos grupos eléctricos.
Cabe destacar, como hecho significativo, que, con fecha
26 de mayo de 2006, en la Junta General Ordinaria de
Accionistas de REE fue aprobada la propuesta de fusión
por absorción de INALTA y REDALTA (sociedades
absorbidas) por parte de REE (sociedad absorbente),
formulada por el Consejo de Administración de REE el
día 23 de marzo de 2006. Posteriormente, el 27 de julio
de 2006 se formalizó en escritura pública la fusión por
absorción, culminándose así la operación de fusión. Esta
operación se realizó con efectos contables 1 de enero de
2006; por tanto, el balance y cuenta de pérdidas y ganan-
cias de REE correspondientes al ejercicio 2006 incluyen
todos los activos, pasivos, ingresos y gastos de las socie-
dades absorbidas.
En 2006, el beneficio por operaciones discontinuas fue
de 599 millones de euros frente a los 2.272 millones de
euros del año anterior, lo que supone un fuerte descenso
del 74%. Como anteriormente se ha señalado, este
hecho tiene su explicación en la venta de activos que
realizó ENDESA en 2005 por un importe de 1.486
millones de euros, y que representó el 92% del total del
resultado por operaciones discontinuas correspondientes
al ejercicio 2005.
El beneficio consolidado de cualquier grupo empresa-
rial se distribuye entre el beneficio que le corresponde a
la sociedad dominante y el beneficio que le corresponde
a los socios minoritarios. Cabe destacar que en 2006, el
agregado de los beneficios netos de las sociedades
dominantes representa un 86% del beneficio neto global
y el resto corresponde a los socios minoritarios (frente a
90% en 2005).
Por el lado del balance, y dentro del activo, cabe señalar
que los activos no corrientes representan un 85% del
activo total, y el circulante, un 15%. El fondo de comer-
cio de consolidación representa un 5% y los impuestos
diferidos representan un 4% del activo total.
En el pasivo, los fondos propios agregados de las socie-
dades dominantes representan un 26% del total, los
67
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 67
accionistas minoritarios o socios externos un 5%. Los
pasivos no corrientes representan el 50% del pasivo
total, incrementándose un 1,5% respecto al año anterior.
Los pasivos corrientes han descendido un 12% respecto
al año anterior, casi 3.000 millones de euros menos.
El activo y pasivo total agregado anota 114.108 millones
de euros lo que supone una disminución del 0,6%. El
fondo de maniobra para los dos años analizados es nega-
tivo, siendo 2005 el que marca el techo con 6.193 millo-
nes de euros y 4.645 millones de euros en 2006.
En los cuadros 3.2.1 y 3.2.2 se detallan la cuenta de pér-
didas y ganancias y el balance consolidados agregados
de 2005 y 2006, en millones de euros, de los cinco prin-
cipales grupos eléctricos considerados.
68
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 68
En este capítulo se aporta, en primer lugar, información
referente a la evolución de la demanda de electricidad en
barras de central y en abonado final. Además se analiza
la evolución de dos variables relevantes para el consumi-
dor, como son los precios de la electricidad, que se com-
paran también a nivel europeo, y la calidad del suminis-
tro eléctrico.
4.1. Evolución de la demanda
4.1.1. Demanda en barras de central
Como ya se ha avanzado anteriormente en este mismo
«Informe básico», según datos de Red Eléctrica, la
demanda de energía eléctrica en barras de central penin-
sular ascendió a 253.662 GWh en el año 2006, lo que
supuso un aumento del 2,7% con respecto al año ante-
rior. El gráfico 4.1.1 representa la evolución de la
demanda de electricidad peninsular en barras de central
en los últimos años.
La demanda en barras de central en los sistemas extrape-
ninsulares ascendió a 15.135 GWh en 2006, lo que supu-
so un aumento del 4,3% con respecto al año anterior.
Componentes explicativos de la variación de la
demanda
Las variables fundamentales que explican el comporta-
miento de la demanda de energía eléctrica son la tempe-
ratura, la laboralidad y la actividad económica. El gráfi-
co 4.1.2 representa la estructura porcentual de los distin-
tos componentes explicativos de la demanda de electri-
cidad en barras de central peninsular en 2006.
69
Elec
tric
idad
4. La demanda y los consumidores
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
01986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
Gráfico 4.1.1. Evolución de la demanda en barras de central
Fuente: REE.
Efecto temperaturaEfecto laboralidad
Efecto actividad económica y otros efectos
3,7
-0,9
-0,1
%
80
60
40
20
0
-20
-40
Gráfico 4.1.2. Variación de la demanda. Año 2005
Fuente: Red Eléctrica.
%
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En el conjunto del año 2006, las temperaturas tuvie-
ron una aportación del -0,9% sobre el crecimiento de
la demanda, y la laboralidad tuvo una aportación del
-0,1%. Corregidos estos efectos, el crecimiento de la
demanda atribuible a la actividad económica se esti-
ma en un 3,7%.
Día de mayor demanda
Según datos de Red Eléctrica, el día 30 de enero fue el
día en el que se registró la mayor demanda de potencia
media horaria (entre las 19 y las 20 horas), con un valor
de 42.153 MW. El valor de máxima energía diaria se
produjo el día 21 de diciembre, y fue de 856 GWh.
4.1.2. Demanda en abonado final
La demanda de energía eléctrica peninsular en abona-
do final (descontadas las pérdidas) en el año 2006
ascendió a 232.264 GWh. En el cuadro 4.1.1 se inclu-
ye la información de la demanda en abonado final por
empresas peninsulares y distinguiendo consumos a
tarifa y consumos en mercado (Peajes). Se puede
observar que la demanda total creció en 2006 un 3,3%
respecto a la de 2005.
4.2. Los consumidores
Por lo que respecta a los consumidores, se analizan aquí
los datos globales del consumo y facturación del servi-
cio eléctrico en el mercado peninsular correspondientes
al año 2006. A partir de la información sobre consumo
global y facturación en el mercado peninsular de las
adquisiciones a tarifa, se ha realizado una clasificación
de los consumidores siguiendo determinados criterios,
como la actividad económica sectorial, características
del uso de la electricidad, tarifa contratada y nivel de
tensión del suministro.
Puede establecerse, si bien con distintos niveles de inte-
gración, determinados grupos de consumidores en fun-
ción de que les sean aplicadas tarifas generales o espe-
cíficas, así como determinados descuentos tarifarios,
como la interrumpibilidad o discriminación horaria. Las
características concretas del suministro determinan que
los precios individuales se aparten en mayor o menor
70
Elec
tric
idad
Tasa de variación anual %
Tarifa Peajes Total 05-04
Iberdrola 76.267 16.502 92.769 3,9% 89.287
Endesa 60.644 29.754 90.398 3,2% 87.287
Unión Fenosa 27.736 6.503 34.239 2,5% 33.404
Hidrocantábrico 8.176 1.354 9.530 2,5% 9.293
Viesgo 3.983 1.329 5.312 1,2% 5.247
Fuerzas Eléctricas de Valencia 13 0 13 17,8% 11
Solanar 3 0 3 223,2% 1
Total 176.822 55.442 232.264 3,3% 224.810
Fuente: CNE.
Cuadro 4.1.1. Demanda en abonado final por subsistemas (sistema peninsular)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 70
medida de los valores promedio que resultan para cada
grupo de consumo.
En el gráfico 4.2.1 se refleja la participación de los dis-
tintos grupos de consumidores en la demanda de electri-
cidad y su facturación en el mercado peninsular.
4.2.1. Clasificación por grupos de
consumidores
La clasificación de los grupos de consumo se ha estable-
cido a partir de criterios que permiten su ubicación en
grupos más o menos homogéneos, bien por su precio
71
Elec
tric
idad
Distribución de la demanda en el mercado a tarifa en 2006. Por tipo de consumidor
General A.T.20,63%
Ind. y serv. T.H.P.5,74%
Indus. inter10,05%
Serv. P. ind. B.T.13,42%
G-4 IndustriaL5,43%
Riesgos A.T.1,29%
Distrib. A.T.2,81%
Tracción0,37%
Doméstico38,63%
Riesgos B.T.0,29%
Alum. P.B.T.1,34%
Gráfico 4.2.1. Estructura del consumo de energía eléctrica. Sistema peninsular año 2005
Fuente: CNE.
Distribución de la facturación en el mercado a tarifa en 2006. Por tipo de consumidor
General A.T.19,38%
Alum. P.B.T.1,27%
Ind. y serv. T.H.P.2,64%
G-4 Industrial1,69%
Serv. P. Ind. B.T.17,74%
Indus. Inter3,65%
Riesgos A.T.1,10%
Riesgos B.T.0,31%
Tracción0,35%
Doméstico50,06%
Gráfico 4.2.1 bis. Estructura del consumo de energía eléctrica. Sistema peninsular año 2005
Nota: No se han considerado los suministros singulares (T. Tajo-Segura, empleados del sector eléctrico, consumos propios,concesiones administrativas y consumos gratuitos).
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 71
medio del KWh diferenciado, por disfrutar de una tarifa
específica para su actividad empresarial, o por pertene-
cer a sectores de actividad industrial o de servicios, o a
grupos con un alto nivel de homogeneidad, tal como
ocurre con los consumidores domésticos.
Para ordenar los distintos grupos de consumo, se ha
seguido el criterio del menor al mayor precio medio del
suministro de electricidad, proporcionándose de una
forma más detallada para cada grupo (ver el Anexo a
este informe) los valores agregados del número de con-
tratos de suministros, la potencia contratada o facturada,
el consumo de energía, la facturación y los mencionados
precios medios para el suministro.
Las diferencias en el precio del suministro para cada
grupo de consumidores obedecen a las características
del suministro –en general, el nivel de tensión y horas de
utilización de la potencia contratada–, así como que el
consumo se realice en momentos de menor a mayor
coste de producción de la electricidad, o su disponibili-
dad a interrumpir o reducir la demanda de potencia.
En el gráfico 4.2.2 se muestra de forma comparada los
precios medios pagados (Tarifa integral) por los distin-
tos grupos de consumidores con suministro regulado en
el año 2006.
Un primer grupo de consumidores (en número de 5) está
integrado por grandes empresas industriales de los sec-
tores del aluminio y zinc electrolíticos y de la siderurgia
integral. Estos consumidores obtienen el menor precio
del sistema, 2,58 cent €/Kwh, un 31% del precio medio,
8,30 cent €/Kwh.
En términos unitarios medios, su potencia facturada es
de 212.791 KW, su consumo de 1.826 GWh y su factu-
ra anual es de 47 millones de euros. La curva de carga es
72
Elec
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idad
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00G-4
8,30
Preciomedio8,30
TracciónRiegos A.T.Distrib. A.T.T.H.P.Inter.
Alum. P.B.T. Serv. P. Ind.B.T.ResidencialRiegos B.T.General A.T.
Gráfico 4.2.2. Precios medios del mercado a tarifa (cent €/kWh) en 2005
Nota: Excluidos consumos singulares (Tajo-Segura, consumos propios, concesiones administrativas y consumos gratuitos).
Fuente: CNE.
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prácticamente plana, superando las 8.000 horas al año y
con una utilización de la potencia contratada del 98%.
Más numeroso (112) es el grupo de grandes consumido-
res industriales con suministro interrumpible. Se trata de
grandes productores de papel, cemento, siderurgia, quí-
mica, petroquímica, carburos, etc., que en su conjunto
obtienen un precio medio de 3,02 cent €/Kwh, un 36%
del precio medio del sistema.
La potencia facturada unitaria es de 16.936 KW, su con-
sumo de 156 GWh y su facturación anual de 4,72 millo-
nes de euros. Su perfil de consumo obedece a una curva
de carga de gran modulación, concentrando el consumo
en períodos de valle y fines de semana, beneficiándose
de descuentos substanciales por discriminación horaria,
estacional e interrumpibilidad, lo que conlleva sobredi-
mensionar su capacidad productiva y adaptar los perío-
dos de actividad.
Es de señalar que este colectivo ha visto aumentar su
número en ocho consumidores, que anteriormente com-
praban su energía en el mercado liberalizado, por conse-
guir mejores precios en tarifa.
Los grandes consumidores industriales y del sector ser-
vicios acogidos a la tarifa horaria de potencia forman un
grupo de 85 instalaciones industriales, y de los sectores:
financiero, telecomunicaciones y defensa, cuyos proce-
sos productivos son relativamente adaptables a una
modulación o planificación de los consumos de energía
eléctrica, concentrando los mismos en aquellos períodos
de la curva de carga diaria o estacionales en los que el
coste del suministro eléctrico para el sistema registra los
valores más reducidos.
Para este segmento resultó un precio medio de la electrici-
dad de 3,82 cent €/KWh, un 46% del correspondiente al
sistema. La potencia facturada unitaria fue de 21,9 MW, su
consumo alcanzó los 117 GWh y su factura anual prome-
dio fue de 4,5 millones de euros.
Los distribuidores de energía eléctrica forman un grupo
que integra 537 suministros a empresas eléctricas y aso-
ciaciones o cooperativas de consumidores que son sumi-
nistrados en alta tensión por las empresas distribuidoras a
la tarifa específica de distribuidor para cada nivel de ten-
sión, obteniendo un precio medio de 5,30 cent €/Kwh, un
64% del precio del sistema.
La potencia demandada unitaria es de 1.917 KW, el con-
sumo de energía para distribución es de 9.083.760 KWh,
y su facturación media anual de 481.185 euros.
El grupo de consumos para riego agrícola, con suministro
en alta tensión, está integrado por 15.421 puntos de sumi-
nistro eléctrico para riegos agrícolas y forestales, a los que
se le aplican tarifas específicas en alta tensión, para los
que resulta un precio medio de 7,05 cent €/KWh, un 85%
del precio medio del sistema. La potencia unitaria contra-
tada es de 106 KW, el consumo anual de energía eléctrica
de 145.895 KWh, y su facturación media asciende a
10.291 euros.
Otro grupo está formado por 113 suministros a empre-
sas prestadoras de servicios públicos de transporte por
ferrocarril y metropolitanos, conectados en alta tensión,
a los que se aplican tarifas específicas. En su conjunto
obtuvieron un precio medio de 7,77 cent €/Kwh, que
supone el 94% del precio medio del sistema. La poten-
cia contratada unitaria fue de 2.260 KW, el consumo
anual de 5,7 millones de KWh, y su factura unitaria
ascendió a 441.161 euros.
Unos 37 de estos suministros cambiaron de modalidad
de contratación en 2006, pasando a adquirir la energía
eléctrica mediante las tarifas de tracción, pues los pre-
cios ofertados por los comercializadores para estos
73
Elec
tric
idad
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suministros eran sensiblemente más altos que los obte-
nidos con la tarifa.
Un gran conjunto (alrededor de 56.000) está formado
por pequeños y medianos consumidores industriales
caracterizados por disponer de procesos productivos
relativamente poco adaptables a una modulación del
suministro y por tanto sin posibilidad de descuentos
tarifarios relevantes, discriminación horaria o inte-
rrumpibilidad, además de un conjunto de empresas de
servicios, entre las que se encuentran grandes almace-
nes, instalaciones frigoríficas, puertos, aeropuertos,
garajes, hoteles, restaurantes y edificios de oficinas.
Este grupo de consumidores obtiene un precio medio
de 7,79 cent €/KWh, representando un 94% del precio
medio del sistema. En términos generales, su consumo
responde a una potencia contratada unitaria de 219 KW,
a una demanda anual de energía de 644.832 KWh, y a
una factura anual de 50.00 euros.
En este colectivo se han producido un incremento de
17.000 consumidores que se acogieron a la tarifa regula-
da por ofrecer ésta mejores precios que los ofertados por
el mercado.
En el ámbito de los suministros de baja tensión (T ≤ 1000 V),
se observan en primer lugar los suministros para el alumbra-
do de calles, plazas, parques públicos, vías de comunicación
y señalización, contratados por las administraciones y enti-
dades públicas responsables de su explotación y conserva-
ción. En su conjunto, constituyen un total de 68.843 puntos
de suministro (7.900 ayuntamientos). Para este suministro,
la tarifa no considera el término de potencia y se realizó a
un precio medio de 7,90 cent €/KWh, el 95% del precio del
sistema.
El grupo de consumos para riego agrícola, con suminis-
tro en baja tensión, está integrado por 43.385 puntos de
suministro para el accionamiento de las instalaciones de
riego agrícola y forestal, a los que se aplica la tarifa
específica de riego en baja tensión y para los que resul-
tó un precio medio de 8,93 cent €/KWh, el precio medio
del sistema.
El grupo más numeroso de consumidores está formado
por casi 21 millones de contratos domésticos, en su gran
mayoría acogidos a las tarifas de B.T., 1.0, 2.0 y 2.0
(nocturna), y una parte del sector de servicios, constitui-
da por la pequeña oficina, despachos profesionales, ges-
torías, pequeño comercio etc. Este grupo ha adquirido
su energía eléctrica al precio de 10,75 cent €/ KWh, el
130% del precio medio del sistema.
Para este grupo de consumo, resultó una potencia unita-
ria contratada de 4 KW, una demanda de energía de
3.218 KWh y una facturación media anual de 346 euros.
El conjunto más numeroso de esta categoría es el forma-
do por los consumidores domésticos, unos 19,5 millo-
nes, que pagaron un precio de 11,39 cent €/KWh. Un
5% de los abonados domésticos están acogidos a la tari-
fa 2.0 (nocturna), representando el 15% del consumo en
este segmento; para estos abonados el precio medio es
significativamente menor, en torno a 7,29 cent €/ KWh.
En términos globales, el suministro a este grupo de con-
sumidores representó el 97% de los abonados, el 70% de
la potencia facturada, el 39% de la energía demandada a
tarifa y el 50% de la facturación.
Finalmente otro grupo también numeroso (en torno a
500.000 puntos de suministro) cierra este apartado,
representa el consumo de pequeños establecimientos de
hostelería, comercios, oficinas medianas, comunidades
de propietarios, bares y pequeños restaurantes y, en
menor proporción, a pequeños establecimientos indus-
triales, manufacturero y de un cierto componente artesa-
nal (textil, calzado, muebles, etc.) El precio medio asig-
74
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 74
nable a estos consumidores ha sido de 10,97 cent €/KWh,
el 132% del precio medio del sistema.
4.2.2. Clasificación por niveles de tensión
La caracterización del suministro por niveles de tensión
responde a la siguiente distribución.
El suministro en baja tensión se realiza para 21,5 millo-
nes de consumidores, el 99,7% del total peninsular, con
una potencia contratada de alrededor de 104.000 MW,
que representa el 84% de la total. La demanda es de
93.285 GWh, un 54% del total, a un precio medio de
10,72 cent €/ KWh, un 129% del precio medio del sis-
tema, soportando el 69% de la facturación total en este
mercado.
En el suministro eléctrico a consumidores domésticos
debería incluirse el que proporcionan aquellos distribui-
dores que adquieren la energía para abastecer sus mer-
cados, a tarifas específicas D. de distribución, en este
caso se elevaría en torno al 2% el peso del consumo
doméstico en el mercado peninsular.
Para el consumo eléctrico en alta tensión existen alrededor
de 72.000 puntos de suministro, un 0,3% del número total,
con una potencia a efectos de facturación en torno a
20.000 MW, el 16% de la total, una demanda de energía de
80.499 GWh, el 46% de la energía total suministrada a
tarifa, a un precio medio de 5,48 cent €/KWh, un 66% del
precio medio del sistema, soportando estos consumos el
31% de la facturación total del sistema peninsular a tarifa.
En términos globales, la facturación neta del suministro
supone considerar la incidencia del término de potencia:
el 19,7% de la facturación bruta, y del término de ener-
gía: el 80,3% restante, afectándose en su caso por los
descuentos o recargos tarifarios que considera el siste-
ma, como compensación de los esfuerzos desde el lado
del consumo a la gestión de la demanda (discriminación
horaria, estacionalidad e interrumpibilidad) o mejora de
las condiciones técnicas del suministro (compensación
de energía reactiva). El efecto de estos complementos
supone una reducción de la facturación bruta de los
suministros en alta tensión del 14,7%, siendo la inte-
rrumpibilidad la que tiene una incidencia más relevante,
un 48% de la reducción total, seguido del complemento
por discriminación horaria con un 41%.
4.2.3. Consumo de energía eléctrica en el
mercado liberalizado
El primero de enero del año 2003, se liberalizó total-
mente el mercado español de electricidad teniendo, por
tanto, todos los consumidores el derecho de adquirir su
energía eléctrica libremente a cualquier compañía
comercializadora de las autorizadas a operar legalmente
en nuestro país.
En el gráfico 4.2.3 se recoge, conjuntamente, la evolu-
ción del acceso de los consumidores cualificados por su
número y por la energía adquirida, se observa una dis-
minución, tanto del número de consumidores como de la
energía en mercado libre, como consecuencia de los
mejores precios de la tarifa regulada respecto de los
ofertados por el mercado, a lo largo de 2006.
En el transcurso del año, realizaron compras en el mer-
cado una media de 2.259.428, es decir uno de cada once
consumidores, de los que 2.239.712 fueron consumido-
res conectados en baja tensión. En cuanto a la media de
consumidores facturados en el año, cabe decir, que es
superior al número de estos existentes realmente en el
mercado en diciembre de 2006: 1.946.351, debido a la
razón comentada anteriormente.
De la información que obra en poder de la CNE, pode-
mos decir que el 0,87% de los consumidores facturados
75
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idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 75
por tarifa de acceso en el año 2006 estaban conectados
en alta tensión, correspondiéndoles el 72% de la energía
comprada en mercado y que pagaron por sus peajes un
precio medio de 1,61 céntimos de euro por KWh.
Al analizar con detalle la información disponible, se obser-
va que el precio medio pagado en tarifa de acceso por los
pequeños consumidores conectados en alta tensión, aque-
llos que tienen potencias contratadas menores de 450 KW
en todos los períodos, fue de 2,34 cent €/ KWh, estos con-
sumidores representan el 0,53% de los consumidores en el
mercado y el 9% de la energía.
En el otro extremo de la banda de precios de peaje, para
consumidores en alta tensión, se encuentran los que
hemos denominado muy grandes consumidores, que son
aquellos que tienen un consumo mínimo en las noches,
los fines de semana y el mes de agosto superior a cin-
cuenta millones de KWh/año. Los consumidores así
definidos, 20 en el año 2006, adquirieron el 5% de la
energía en mercado y pagaron un precio medio por tari-
fa de acceso de 0,18 cent €/KWh. Los peajes para la
exportación representan el 3% de la energía, pagando de
media 0,15 céntimos de euro por cada Kilovatio hora.
El resto de consumidores en alta tensión que participa
en el mercado, 0,34% del total a mercado, explican el
56% del consumo libre, se sitúan en el centro de la
banda de precios, teniendo un precio de acceso en torno
a 1,7 cent €/KWh.
Respecto a los consumidores conectados en baja tensión
y que compran su electricidad en el mercado, cabe decir
que su número ha aumentado en 2006 respecto al que
había en 2005, pasando de 1.957.000 a unos 2.240.000,
en media de facturaciones.
Los 2.239.712 consumidores facturados en media anual,
conectados en baja tensión, adquirieron 16.120 GWh
con un coste por tarifa de acceso de 706,6 millones de
euros, es decir 4,38 céntimos de euro por cada Kilovatio
hora.
4.3. Los precios de la electricidad
4.3.1. Evolución de los precios
En el sistema eléctrico español, se distinguen dos tipos
de clientes. Por una parte, los consumidores que acuden
76
Elec
tric
idad
N.° clientes Energía (GWh)
N.°
cli
ente
s
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Gráfico 4.2.3. Evolución del acceso al mercado en 2005
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 76
al mercado de electricidad y, por otra, aquéllos que sien-
do elegibles deciden permanecer en tarifa integral. Cabe
señalar que desde el 1 de enero de 2003 todos los con-
sumidores de electricidad pueden acudir al mercado
liberalizado.
Aquellos clientes que no acuden al mercado deben abo-
nar por su suministro la tarifa integral que les correspon-
da. Concretamente, durante el año 2006, a los clientes
que no acudieron al mercado liberalizado se les aplica-
ron las tarifas integrales publicadas en el Real Decreto
1556/2005, de 23 de diciembre, por el que se establece
la tarifa eléctrica para 2006, y en el Real Decreto
809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa
eléctrica a partir del 1 de julio de 2006.
Por el contrario, los clientes que acuden al mercado
eléctrico deben abonar, además de los pagos por la ener-
gía que adquieran en el mercado, la correspondiente
tarifa de acceso1, cuya estructura fue definida en el Real
Decreto 1164/2001, y cuyos precios para 2006 fueron
publicados en el Real Decreto 1556/2005.
La Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de medidas fisca-
les, administrativas y del orden social, determina, en su
artículo 94, que el Gobierno establecerá, mediante Real
Decreto, una metodología para la aprobación o modifi-
cación de la tarifa eléctrica media o de referencia,
pudiendo fijar un límite máximo anual al incremento de
dicha tarifa, señalando que durante el período compren-
dido entre el 1 de enero de 2003 y el 31 de diciembre de
2010, la determinación de la tarifa media o de referencia
deberá tener en cuenta una serie de previsiones.
Asimismo, la citada Ley estableció que durante dicho
período se incluirá como coste en la tarifa, la cuantía
correspondiente a la anualidad resultante de recuperar
linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos
en la liquidación de las actividades reguladas generado
entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002
y las cantidades que se deriven de la revisión de la com-
pensación extrapeninsular correspondientes a los años
2001 y 2002.
El Real Decreto 1556/2005, dada la especial circunstan-
cia de la existencia de saldos negativos resultantes de las
liquidaciones realizadas durante el año 2005, parte de un
déficit inicial de 215 millones de euros por la aplicación
del límite del 1,4% al crecimiento de la tarifa media fija-
do en el artículo 8 del Real Decreto 1432/2002. Por este
motivo, se establece en su artículo 1 una nueva revisión
de la tarifa antes del 1 de julio de 2006, con la finalidad
de incluir el reintegro de los saldos negativos citados, así
como los costes financieros que se devenguen, con
cargo a la recaudación de la tarifa eléctrica en los próxi-
mos ejercicios.
Posteriormente, el Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de
junio, por el que se aprueban medidas urgentes en el sec-
tor energético, faculta al Gobierno para que en aplica-
ción de la metodología para la aprobación o modifica-
ción de la tarifa eléctrica media o de referencia fije los
límites máximos anuales al incremento de tarifas, así
como los costes a considerar. Es decir, se eliminan los
límites impuestos en la metodología de determinación
de tarifas para efectuar la revisión de la tarifa media o de
referencia y las variaciones de tarifas integrales y de
acceso que establecía el Real Decreto 1432/2002.
Finalmente, el Real Decreto 809/2006 establece como
un coste en la tarifa vigente desde el 1 de enero de 2006,
de acuerdo con el artículo 1 del Real Decreto
1556/2005, la cuantía correspondiente a la anualidad
77
Elec
tric
idad
1 Por el uso de las redes de transporte y distribución, por lagestión comercial, así como por los costes permanentes, dediversificación y seguridad de abastecimiento y por eldesajuste de actividades reguladas en los ejercicios 2000,2001, 2002 y 2005, y revisión de coste de generaciónextrapeninsular e insular 2001 y 2002.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 77
que resulta de recuperar linealmente el valor actual neto
durante un período de catorce años y medio el mencio-
nado déficit de ingresos en la liquidación de las activi-
dades reguladas generadas en el ejercicio 2005.
En conjunto, la tarifa media del sistema de 2006, según
los Reales Decretos 1556/2005 y 809/2006, aumentó el
5,92% respecto a 2005, variación superior a la estableci-
da por el Real Decreto 2392/2004 para el año 2005
(1,71%) (véase gráfico 4.3.1).
Cabe señalar que la obtención de la variación de la tari-
fa media estaba sujeta a las previsiones realizadas por
el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio respec-
to a la demanda y su composición por grupos tarifa-
rios, al precio medio del mercado mayorista y a la par-
ticipación en el mercado de los clientes elegibles
durante el año 2006.
Si bien desde 1987 hasta el año 2006 la tarifa media
eléctrica aumentó un 25,9% en términos nominales acu-
mulados, en el período más reciente, esto es, desde 1996
a 2006, la tarifa eléctrica ha disminuido, en términos
acumulados, un 7,6% en valores nominales y un 30,7%
en valores reales, deflactando las variaciones de la tari-
fa eléctrica por el Índice de Precios al Consumo (IPC).
Las variaciones de las diferentes tarifas integrales intro-
ducidas en los Reales Decretos 1556/2005 y 809/2006
respecto al Real Decreto 2392/2004, se resumen en el
incremento del 5,32% de las tarifas aplicadas a clientes
conectados a baja tensión (tarifas integrales 2.0, 2.0 N,
3.0 y 4.0), en el aumento del 9,33% de las tarifas D2 y
78
Elec
tric
idad
%
–8
–6
–4
–2
2
4
6
8
0
Años
1988 1990 1991 1992 1993 1995 1996 1997 1998(1)
1999(2)
2000 2001 2004(3)
20011989 1994 2003(3)
2005(3)
2006(3)(4)
Gráfico 4.3.1. Evolución de la tarifa media de electricidad en términos nominales. Tasa de variación anual
A partir de 1998 se incluye el impuesto de electricidad.(1) Desde 1998 se registra la variación del precio medio de venta de electricidad; esto es, considerando el efecto de los
consumidores que acuden al mercado.(2) Incluye la rebaja adicional del 1,5% en las tarifas 1.0, 2.0 y 2.0N establecida por el Real Decreto-Ley 6/1999.(3) La variación de la tarifa media a partir del año 2003 corresponde al ámbito nacional. Hasta entonces; ámbito peninsular.(4) Incluye la variación contemplada en la revisión de la tarifa media a partir del 1 de julio.
Fuente: Reales Decretos de Tarifas Eléctricas de cada año.
2 Tarifas para la venta de energía a distribuidores en altatensión, a quienes es de aplicación la disposición transitoriaundécima de la Ley 54/1997.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 78
subidas superiores al 10% en las tarifas específicas de
uso de baja tensión (R.0 y B.0) y todas las tarifas de alta
tensión excluidas las tarifas D3. La tarifa social (1.0) fue
la única que no experimentó variación alguna durante el
ejercicio objeto de análisis. Cabe destacar que en el caso
de las tarifas de baja tensión la revisión estipulada en el
RD 809/2006 fue menor que la establecida inicialmente
en el RD 1556/2005. Por el contrario, las tarifas corres-
pondientes a niveles de alta tensión (a excepción de las
tarifas de venta a distribuidores) experimentaron subidas
superiores a las fijadas al comienzo del ejercicio.
Como consecuencia de las anteriores modificaciones en
las tarifas integrales, el aumento promedio global de las
79
Elec
tric
idad
3 Cuya revisión depende de las variaciones de las restantestarifas según se recoge en la Disposición Adicional Única delReal Decreto 1164/2001, de 26 de octubre.
Variación RD Variación RDGrupo tarifario 1556/2005 sobre 809/2006 sobre Acumulado 2006
RD 2392/2004 RD 1556/2005
Tarifas 1.0 0,00% 0,00% 0,00%
Tarifas 2.0, 2.0N, 3.0 y 4.0 4,48% 0,80% 5,32%
Tarifas R.0 y B.0 4,60% 6,00% 10,88%
Tarifas generales de alta tensión 5,05% 6,00% 11,35%
Tarifas específicas de alta tensión 5,08% 6,00% 11,38%
Tarifas D 7,39% 1,81% 9,33%
Promedio de consumidores a tarifa integral 4,68% 2,07% 6,85%
Fuentes: Real Decreto 809/2006, Real Decreto 1556/2005 y Real Decreto 2392/2004.
Cuadro 4.3.1. Variaciones en las tarifas integrales en en año 2006 respecto a 2005
Variación RDGrupo tarifario Variación 809/2006 sobre Acumulado 2006
RD 1556/2005
Tarifas de acceso 2.0A 4,24% 0,00% 4,24%
Tarifas de acceso 2.0NA y 3.0A 1,89% 0,00% 1,89%
Tarifas de acceso 3.1A y 6.1 2,84% 0,00% 2,84%
Tarifas de acceso de alta tensión (6.2, 6.3 y 6.4) 1,89% 0,00% 1,89%
Tarifas de acceso 6.5 (1) 5,08% 0,00% 5,08%
Promedio de consumidores a tarifa integral 2,86% 0,00% 2,86%
(1)Se elimina la tarifa de acceso 6.5 para grandes clientes a partir del 1 de julio de 2006, de acuerdo con ladisposición transitoria tercera del Real Decreto 1556/2005.
Fuentes: Real Decreto 809/2006, Real Decreto 1556/2005 y Real Decreto 2392/2004.
Cuadro 4.3.2. Variaciones en las tarifas de acceso en términos nominales en 2006 respecto a 2005
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 79
tarifas para la venta de energía eléctrica en 2006, fue un
6,85%, respecto al año anterior (véase cuadro 4.3.1).
Análogamente, las tarifas de acceso recogidas en el Real
Decreto 1556/2005, de aplicación a los clientes en el
mercado liberalizado, aumentaron un 4,24% en el caso
de la tarifa de acceso de clientes domésticos sin discri-
minación horaria, un 2,84% las tarifas de media tensión,
un 1,89% las tarifas de acceso de alta tensión y un
5,08% la tarifa de acceso 6.5, respecto a las del Real
Decreto 2392/2004. El Real Decreto 809/2006 no con-
templó incrementos adicionales. En consecuencia, el
aumento promedio global de las tarifas de acceso en
2006 fue de un 2,86% respecto al año anterior (véase
cuadro 4.3.2).
Según la información de las liquidaciones de las empre-
sas eléctricas, el valor de la facturación media (por kWh
consumido) de las tarifas integrales aumentó un 6,5% en
2006 respecto a 2005. Se trata de una cifra muy superior
a las variaciones registradas en ejercicios anteriores. Por
otra parte, la facturación media de las tarifas de acceso
aumentó un 11,2%, desde los 2,13 cent €/kWh en 2005
hasta los 2,36 cent €/kWh en 2006 (Cuadro 4.3.3).
En el gráfico 4.3.2 se presenta la evolución histórica del
valor de la facturación media de los clientes acogidos a
tarifa integral, en términos nominales y reales. En dicho
gráfico se está considerando, a partir de 1998, única-
mente la facturación media del colectivo que está acogi-
do a tarifa integral. Es decir, se excluye la facturación de
los clientes que han acudido al mercado liberalizado.
El cuadro 4.3.4 muestra información de los valores de
facturación media y consumo de tarifas integrales, des-
glosada por niveles de tensión. En concreto, se observa
un aumento significativo tanto de la facturación media
de la tarifa integral (6,5%) como del consumo (23,9%)
respecto de los valores registrados en el 2005.
Por otro lado, la facturación media de clientes acogidos
a tarifas integrales de alta tensión se incrementó un
34,7% en el año 2006 respecto al año anterior, aumen-
tando el consumo de dichos clientes un 58,6%, como
consecuencia del retorno de clientes a este régimen de
tarifa (gráfico 4.3.4).
La composición del consumo por niveles de tensión en el
régimen de tarifa integral se modificó sustancialmente
80
Elec
tric
idad
Valores medios de facturación
Año Tarifa integral Tarifa de acceso
1988 6,0%
1989 3,6%
1990 5,0%
1991 6,9%
1992 1,3%
1993 2,6%
1994 1,0%
1995 0,4%
1996 0,3%
1997 –3,9%
1998 –4,4%
1999 0,5% –3,5%
2000 1,5% 3,9%
2001 –1,0% 3,5%
2002 0,3% 7,9%
2003 (1) 1,4% 4,3%
2004 (1) 0,5% 23,6%
2005 (1) 0,4% 13,8%
2006 (1) 6,5% 11,2%
(1) Las variaciones de facturación media son de ámbitonacional.
Fuente: CNE.
Cuadro 4.3.3. Tasas de variación de la facturación
media de precios regulados: tarifas
integrales y tarifas de acceso (%)
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 80
en 2006 respecto al año anterior como consecuencia,
fundamentalmente, del retorno a régimen de tarifa inte-
gral de clientes de alta tensión que se hallaban en el mer-
cado liberalizado. En baja tensión se concentró el mayor
porcentaje de consumo sobre el total en tarifas integrales
(54%), seguido de las tarifas generales de alta tensión 1,
con un 22% y de la tarifa de grandes consumidores G.4,
la tarifa horaria de potencia y la tarifa de alta tensión 2
(con un 5% en cada caso).
Por lo que respecta al mercado liberalizado cabe desta-
car, por una parte, que el valor medio de facturación de
las tarifas de acceso de baja tensión experimentó un
incremento del 6,4% en 2006. Esta variación fue debi-
da al aumento de las tarifas de acceso y a la disminu-
ción de la participación de los clientes de baja tensión
en el mercado.
Por otra parte, el valor medio de facturación de las tari-
fas de alta tensión del mercado liberalizado, se incre-
mentó un 0,5% respecto del año anterior. Dicho
aumento se debió a varios factores entre los que cabe
destacar el ya mencionado aumento de las tarifas de
acceso, la eliminación de la tarifa 6.5 para grandes
clientes a partir del 1 de julio de 20064 (cuyo consumo,
en términos acumulados a todo el ejercicio, disminuyó
un 53,1%), así como el retorno al régimen de tarifa de
los clientes más sensibles al precio (véase cuadro 4.3.5
y gráfico 4.3.4).
El consumo de clientes en tarifas de acceso de alta ten-
sión se redujo un 36,8% en 2006 respecto a 2005, como
contrapartida al incremento registrado en el mercado
regulado. Cabe señalar las importantes caídas de consu-
mo que se han registrado en todos los niveles excepto en
el nivel de alta tensión 4 (≥ 145 kV) donde algunos gran-
81
Elec
tric
idad
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
Cent
. €/k
Wh
Términos Nominales Términos Reales
Años1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2004(2)2003(2) 2005(2)2006(2)
Gráfico 4.3.2. Evolución del precio medio de la electricidad de clientes acogidos a tarifa integral.
Términos nominales y términos reales (1)
(1) Serie deflactada por el IPC.(2) Las variaciones de tarifa media desde el año 2003 son de ámbito nacional.
Fuentes: INE y CNE.
4 Desde esa fecha, la tarifa 6.5 únicamente se aplica a lasexportaciones de energía.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 81
82
Elec
tric
idad
2005 2006Valor de facturación media % variación
Cent €/kWh Cent €/kWh 2006-2005
Baja tensión (inferior a 1 kV) 10,11 10,81 6,9%
Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 6,68 7,56 13,2%
Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 3,92 5,29 35,0%
Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 3,01 3,88 28,8%
Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 2,47 2,86 15,9%
G.4 (Grandes consumidores) 2,39 2,59 8,5%
Tarifa horaria de potencia 3,57 3,83 7,1%
Alta tensión 4,16 5,60 34,7%
Otros consumos 0,15 7,89 5.279,0%
Total 7,92 8,43 6,5%
Cuadro 4.3.4. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas integrales.
Total nacional. Años 2005 y 2006.
2005 2006Consumo % variación
GWh GWh 2006-2005
Baja tensión (inferior a 1 kV) 96.737 101.638 5,1%
Alta tensión 1 ( ≥ 1 kV y < 36 kV) 16.775 42.092 150,9%
Alta tensión 2 ( ≥ 36 kV y < 72,5 kV) 4.976 8.545 71,7%
Alta tensión 3 ( ≥ 72,5 kV y < 145 kV) 5.873 6.999 19,2%
Alta tensión 4 ( ≥ 145 kV) 7.444 7.940 6,7%
G.4 (Grandes consumidores) 9.321 9.439 1,3%
Tarifa horaria de potencia 9.284 10.102 8,8%
Alta tensión 53.674 85.118 58,6%
Otros consumos 1.264 1.198 -5,2%
Total 151.674 187.954 23,9%
Nota: Se excluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 82
des clientes (acogidos al nivel de tensión 4 de la tarifa
6.5) optaron por permanecer en el mercado.
La estructura del consumo de clientes a tarifas de acce-
so, por niveles de tensión, para el año 2006, se represen-
ta en el gráfico 4.3.3 (b). Se observa que el 55% del con-
sumo de los clientes que acudieron al mercado durante
dicho año correspondió a los consumidores conectados
al nivel de tensión 1 (de 1 kV a 36 kV), y el 27% a los
consumidores de baja tensión.
Deben resaltarse los cambios acontecidos en la estructu-
ra de consumo en el mercado liberalizado de los consu-
midores conectados a baja tensión (conectados a tensión
inferior a 1 kV), que ha pasado de ser el 3% en el año
2003, al 27% en el año 2006.
En relación, con lo anterior es necesario señalar que a
31 de diciembre de 2006 se encontraban 1.967.037
suministros de baja tensión en régimen de mercado
liberalizado, esto es, 580.792 menos que a 31 de
diciembre de 2005. Este dato queda evidenciado en el
gráfico 4.3.5 donde se aprecia claramente un cambio
de tendencia.
De estos 1.967.037 clientes, el 96% (1.887.589 suminis-
tros), contrataron la tarifa de acceso 2.0A (tarifa de
acceso en baja tensión sin discriminación horaria y
83
Elec
tric
idad
Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)
22%
Alta tensión 2(≥ 36 kV y < 72,5 kV)
5%
Alta tensión 3(≥ 72,5 kV y < 145 kV)
4%
Alta tensión 4(≥ 145 kV)
5%
G.4(Grandes consumidores)
5%
Baja Tensión(< 1 kV)54%
Tarifa horariade potencia5%
OtrosConsumos1%
Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)
11%
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%
Baja Tensión(< 1 kV)64%
Tarifa horariade potencia6%
OtrosConsumos1%
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%
Alta tensión 1(≥ 1 kV y < 36 kV)55%
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)
2%
6.5(Art. 10 del RD 1164/2001)
4%
6.5(Conexiones Internacionales)
4%
OtrosConsumos0%
Baja Tensión(< 1 kV)27%
Gráfico 4.3.3. Estructura porcentual del consumo de clientes acogidos a tarifa integral (a)
y a tarifa de acceso (b). Total nacional. Años 2005 y 2006
Nota: Se excluye Ceuta y Melilla
Fuentes: INE y CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 83
potencia contratada no superior a 15 kW). Por otra parte,
aproximadamente un 4% (78.946 suministros) contrata-
ron la tarifa de acceso 3.0A (tarifa general de baja ten-
sión con discriminación horaria en tres períodos).
Únicamente 502 clientes se acogieron a la tarifa de acce-
so 2.0NA (tarifa de acceso con discriminación horaria
nocturna de baja tensión y potencia contratada no supe-
rior a 15 kW).
84
Elec
tric
idad
2005 2006Valor de facturación media % variación
Cent €/kWh Cent €/kWh 2006/2005
Baja tensión (inferior a 1 kV) 4,13 4,39 6,4%
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 1,78 1,83 2,8%
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 1,42 1,47 3,4%
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1,55 1,58 2,1%
Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 1,83 1,48 -19,4%
6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 0,16 0,18 9,4%
6.5 (Conexiones internacionales) 1,60 1,60 0,5%
Alta tensión 1,60 1,60 0,5%
Otros consumos 0,41 0,48 18,7%
Total 2,12 2,36 11,2%
Cuadro 4.3.5. Valor de facturación media y consumo de clientes acogidos a tarifas de acceso.
Total nacional. Años 2005 y 2006
2005 2006Consumo % variación
GWh GWh 2005-2004
Baja tensión (inferior a 1 kV) 9.414 18.470 96,2%
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 52.248 54.603 4,5%
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 5.555 6.044 8,8%
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 1.121 1.277 13,9%
Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 700 736 5,1%
6.5 (Art. 10 del RD 1164/2001) 4.885 5.194 6,3%
6.5 (Conexiones internacionales) 1.847 1.105 –40,2%
Alta tensión 66.356 68.960 3,9%
Otros consumos 390 360 –7,8%
Total 76.160 87.790 15,3%
Nota: Se excluyen Ceuta y Melilla
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 84
El consumo, por su parte, sigue una evolución simi-
lar a la descrita para el número de clientes (véase
gráfico 4.3.6.). Un total de 16.484 GWh fueron con-
sumidos por clientes conectados en baja tensión en el
año 2006, de los cuales únicamente el 43,5%
(7.164 GWh) se registra en la tarifa de acceso 2.0 A,
85
Elec
tric
idad
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
N.°
Cli
ente
s
ene-
03
mar
-03
may
-03
jul-
03
sep-
03
nov-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
ene-
06
mar
-06
may
-06
jul-
06
sep-
06
nov-
06
2.0 A 2.0 NA 3.0
Gráfico 4.3.5. Evolución de número de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa
de acceso. Total nacional
Nota: No se incluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
GWh
Baja tensión
Mercado regulado Mercado liberalizado
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
7,64
2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006Alta tensión 1 Alta tensión 2 Alta tensión 3 Alta tensión 4
Gráfico 4.3.4. Estructura del consumo de energía eléctrica. Total Nacional. Años 2005 y 2006
Nota: Se excluye Ceuta y Melilla
Fuentes: INE y CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 85
mientras que un 56,5% del consumo correspondió a
la tarifa 3.0 A.
En resumen, como se puede observar en el gráfico 4.3.7
y el cuadro 4.3.6, se produjo una sustancial reducción del
consumo de electricidad en el mercado liberalizado en
2006 respecto a 2005 del 36,5% al 23,7% (28.733 GWh
menos que en 2005), debido a los elevados precios regis-
trados en el mercado de producción durante 2005 y 2006,
lo que tuvo como efecto el retorno de clientes al régimen
de tarifa integral.
Por último, en lo concerniente a la composición del
mercado liberalizado se observa que los consumido-
res conectados al nivel de tensión 1 (entre 1 kV y
36 kV) han seguido siendo los participantes del mer-
cado más activos durante 2006, suponiendo el 43,4%
del consumo de dicho nivel de tensión (véase cuadro
4.3.6).
4.3.2. Comparación internacional de precios
Las dos metodologías habitualmente consideradas en la
comparación internacional de precios de la electricidad
y gas natural, son la metodología de precios medios, uti-
lizada por la Agencia Internacional de la Energía, y la de
los consumidores tipo, utilizada por Eurostat, cuyas
características se describen en el cuadro 4.3.7.
La metodología de precios medios, permite comparar
niveles globales de precios medios entre países, obvian-
do los problemas de las diferentes estructuras tarifarias
existentes en cada país.
No obstante, la utilización de estadísticas basadas en dicha
metodología a efectos comparativos requiere, por una
parte, conocer la distribución de los consumos por grupos
tarifarios, lo que implica un retardo en la publicación de la
información. Por otra parte, es necesario tener en cuenta
86
Elec
tric
idad
MW
h
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
ene-
03
mar
-03
may
-03
jul-
03
sep-
03
nov-
03
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
2.0 A 2.0 NA 3.0
Gráfico 4.3.6. Evolución del consumo de clientes conectados a baja tensión desagregado por tarifa
de acceso. Total nacional
No se incluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 86
87
Elec
tric
idad
Participación en el mercado (%) 2005 2006
Baja tensión (inferior a 1 kV) 16,1% 14,0%
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 75,1% 43,4%
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 46,2% 28,3%
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 21,6% 10,9%
Alta tensión 4 (≥ 145 kV) 7,6% 6,6%
Alta tensión 55,9% 32,7%
TOTAL 36,5% 23,7%
Notas:
— Se excluyen la energía correspondiente a las exportaciones internacionales y otros consumos.— Tarifa 6.5 aplicada a clientes nacionales, según el artículo 10 del RD 1164/2001 se distribuye por niveles de tensión.— Se excluye Ceuta y Melilla.
Fuente: CNE.
Cuadro 4.3.6. Participación anual en el mercado liberalizado. Consumo por niveles de tensión. Total
nacional. Años 2004 y 2005
Mes de Consumo
Alta tensión 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV)
Alta tensión 4 (≥ 145 kV)
Baja tensión (< 1 kV)
Alta tensión 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV)
Alta tensión 1 (≥ 1 kV y < 36 kV)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
%
Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06
≥ 1 GWh/año Toda la Alta Tensión Total
≥ 5
GWh/
año
≥ 3
GWh/
año
≥ 4
GWh/
año
Gráfico 4.3.7. Evolución mensual de la participación del consumo en el mercado liberalizado por niveles
de tensión
Fuente: CNE.
%
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 87
que la comparación de precios medios en distintos años
según esta metodología no aísla el efecto de variación de
precios, sino que también incluye el efecto de la composi-
ción de los consumos.
La metodología de precios de consumidores tipo, permi-
te realizar comparaciones internacionales de precios de
los consumidores tipo seleccionados, aislando variacio-
nes en los precios y permitiendo una actualización de la
información con un retardo de sólo 6 meses. Además,
tienen la consideración de estadísticas oficiales europe-
as, según la Directiva 90/377/CE.
Sin embargo, las características de estadísticas basa-
das en esta metodología limitan la comparación inter-
nacional de precios energéticos. En primer lugar, se
desconoce la representatividad entre países de cada
uno de los consumidores tipo definidos. En segundo
lugar, al no disponerse de la ponderación de cada uno
de los consumidores tipo, esta metodología no es ade-
88
Elec
tric
idad
Cuadro 4.3.7. Descripción de metodologías de precios internacionales de electricidad
Precios medios de consumidores tipo
Metodología Fuente Tipología de clientes
Precios medios deconsumidores tipo
EurostatDirectiva 90/377/CE
Electricidad5 domésticos9 industriales
Ventajas
— Utilidad para realizar benchmarking internacional de precios de consumidores tipo seleccionados en términosde variaciones de precios (aísla el efecto precio).
— Estadísticas oficiales Eurostat, según la Directiva Europea 90/377/CE.— Actualización de la información con un retardo de sólo 6 meses.
Incovenientes
— Se desconoce la representatividad entre países de cada consumidor tipo.— No adecuado para comparar entre países niveles globales de precios medios de domésticos/industriales (faltan
las ponderaciones de cada consumidor tipo en cada país para agregar).— Falta de representatividad y disponibilidad de información de precios de clientes que acuden al mercado.
Facturación media de clientes
Metodología Fuente Tipología de clientes
Facturación media de clientes Agencia Internacional de la Energía(OCDE)
Total domésticosTotal industria
Ventajas
— Permite comparar niveles globales de precios medios entre países.
Inconvenientes
— Retardo en la publicación de la información: necesario conocer la distribución de los consumos por grupostarifarios (no hay datos disponibles en 2006 para algunos países).
— Discrecionalidad en la definición de la facturación media de clientes domésticos/industriales.— Tasas de variación interanuales: no aíslan el efecto de variación de precios, también incluyen el efecto de la
variación en los consumos.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 88
cuada para comparar niveles de precios globales de
consumidores domésticos e industriales. Por último,
se desconoce la representatividad de la información de
precios de los clientes que acuden al mercado liberali-
zado. En muchos casos no se dispone de dicha infor-
mación por motivos de confidencialidad en los datos
de clientes.
Comparación de precios medios de electricidad
según la AIE
La Agencia Internacional de la Energía (AIE), publica
los precios medios de electricidad de consumidores
domésticos e industriales, para países pertenecientes a la
OCDE, entre los que se encuentra España.
Cabe señalar que la información más reciente de precios
internacionales de electricidad de la Agencia Inter-
nacional de la Energía corresponde al primer trimestre
de 2007, si bien en la información que se presenta a con-
tinuación, se analiza la información de 2006, por ser éste
el último ejercicio completo con información disponible
para España.
Los precios pagados por los consumidores domésticos
de electricidad en los países de la UE-255 y Noruega,
según la información proporcionada por la Agencia
Internacional de la Energía correspondiente al año 2006,
configura el siguiente mapa europeo de niveles de pre-
cios de la electricidad, en términos nominales (véase
gráfico 4.3.8).
España se situó en el área intermedia de países europe-
os (novena posición de los 13 países analizados) de
precios medios de electricidad, excluyendo impuestos,
para los consumidores domésticos en 2006. El nivel
medio de precios para los consumidores domésticos en
España fue un 6,3% superior a la media aritmética de
precios europeos.
Reino Unido, Irlanda y, una vez más, Portugal fueron los
países europeos con precios medios de electricidad más
elevados del entorno para consumidores domésticos en
2006, mientras que Noruega, Finlandia y Polonia fueron
los países europeos con menores precios.
En el cuadro 4.3.8, se muestran los precios medios de la
electricidad de los consumidores domésticos en la
89
Elec
tric
idad
A) Países con precios < 8,0 cent. €/kWh
B) Países con precios entre 8,0 y 9,0 cent. €/kWh (3)
C) Países con precios 9,0 y 12,0 cent. €/kWh (4)
D) Países con precios > 12,0 cent. €/kWh
Gráfico 4.3.8. Facturación media de la electricidad
de los consumidores domésticos
en la UE-25 y Noruega (cent. €/kWh).
Se excluyen impuestos. Año 2006
No se dispone de información de Alemania, Bélgica,Dinamarca, Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco sedispone de información para Chipre, Eslovenia, Estonia,Letonia, Lituania y Malta por tratarse de países que nopertenecen a la OCDE.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
5 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayo de2004.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 89
Unión Europea y Noruega correspondientes a los años
2006 y 2005, así como la tasa de variación acumulada
en 2006 respecto al ejercicio anterior, en términos
nominales, de los precios medios de la electricidad de
los consumidores domésticos en la Unión Europea y
Noruega. Se observa que Reino Unido fue, en el año
2006, el país con el precio de la electricidad más eleva-
do del entorno europeo (14,15 cent €/kWh), seguido de
Irlanda y Portugal (ambos registran 14,00 cent €/kWh).
Sin embargo, Noruega (4,72 cent €/kWh) fue el país
con el menor precio de la electricidad del entorno
europeo en 2006.
El único país que redujo, en términos nominales, los
precios medios de la electricidad de los consumidores
domésticos en el entorno europeo en 2006 respecto a
2005 fue Austria, con una disminución acumulada del
1,9%. Por otra parte, Noruega fue el país que más
aumentó el precio de los consumidores domésticos en el
mismo período de referencia, con un destacado incre-
90
Elec
tric
idad
CONSUMIDORES DOMÉSTICOS
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 10,05 cent €/kWh = 10,13 cent €/kWh % variación 2006-2005
2005 2006
Noruega 3,34 Noruega 4,72 Austria -1,9%
República Checa 7,16 Finlandia 7,61 Irlanda 0,0%
Finlandia 7,23 Polonia 8,12 Hungria 0,7%
Polonia 7,48 Rep. Checa 8,19 Francia 0,7%
Grecia 8,30 Francia 8,61 Portugal 1,7%
Francia 8,55 Austria 9,40 Finlandia 5,3%
Hungria 9,51 Hungría 9,57 España 6,2%
Eslovaquia 9,52 Eslovaquia 10,43 Polonia 8,5%
Austria 9,58 España 10,77 Eslovaquia 9,6%
Dinamarca 10,03 Holanda 12,14 Holanda 10,4%
España 10,14 Irlanda 14,00 Rep. Checa 14,3%
Holanda 11,00 Portugal 14,00 Reino Unido 23,8%
Reino Unido 11,43 Reino Unido 14,15 Noruega 41,5%
Italia 12,00 Alemania … Alemania …
Luxemburgo 13,11 Dinamarca … Dinamarca …
Portugal 13,76 Grecia … Grecia …
Irlandia 14,00 Italia … Italia …
Alemania 14,74 Luxemburgo … Luxemburgo …
(...) Dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Cuadro 4.3.8. Precios medios de electricidad de consumidores domésticos en la Unión Europea
y Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 90
mento del 41,5%. Asimismo, en España la variación
acumulada en 2006 respecto a 2005, en términos nomi-
nales, de las tarifas integrales para este tipo de clientes
alcanzó el 6,2%.
En el caso de los consumidores industriales, España se
situó en 2006 en el tercer grupo de países con precios
medios de la electricidad más altos del entorno europeo.
En particular, registró un quinto lugar de los 10 países
analizados, con un nivel de precios un 1,6% superior a
la media de países del entorno considerado. Irlanda
(9,70 cent €/kWh) y Portugal (8,80 cent €/kWh) fueron
los países con los precios medios de electricidad más
elevados, mientras que Noruega y Francia, una vez más,
registraron los precios más bajos (3,53 cent €/kWh y
3,59 cent €/kWh) de los 10 países con información dis-
ponible en el pasado ejercicio (Véase gráfico 4.3.9.).
En el cuadro 4.3.9, se muestran los precios medios de
la electricidad de los consumidores industriales en la
Unión Europea y Noruega correspondientes a los años
2005 y 2006, así como la tasa de variación acumulada
asociada a ese período.
Noruega, fue en el año 2006 el país que más incremen-
tó el precio medio de la electricidad de los consumido-
res industriales con una subida acumulada del 26% res-
pecto a 2005, seguido de Irlanda, con una variación del
21%. Por otra parte, el país con menor modificación en
el precio medio de consumidores industriales en el
mismo período, fue Francia con un 1%.
Si la comparación internacional de precios medios de la
electricidad se realiza en términos de Paridad de Poder
Adquisitivo (PPP6), en lugar de en términos de la unidad
monetaria común (euros), España registró posiciones
muy similares en el ranking europeo de precios. En par-
ticular, en la escala de precios de electricidad más bajos,
España se situó en 2006 en el puesto sexto (de 13 paí-
ses) y cuarto (de 10 países) para consumidores domésti-
cos e industriales, respectivamente (véase cuadro
4.3.10).
En relación con los precios de Noruega, país pivote por
registrar los precios de electricidad más bajos del ámbi-
to europeo, en 2006 los precios para los consumidores
domésticos en España, en términos de PPP, fueron 3,19
veces los registrados en Noruega y para los consumido-
res industriales fueron 2,75 veces.
91
Elec
tric
idad
A) Países con precios < 5,0 cent. €/kWh
B) Países con precios entre 5,0 y 7,0 cent. €/kWh (3)
C) Países con precios 7,0 y 8,5 cent. €/kWh (3)
D) Países con precios > 8,5 cent. €/kWh (2)
Gráfico 4.3.9. Facturación media de la electricidad
de los consumidores industriales en
la UE-25 y Noruega (cent. €/kWh).
Se excluyen impuestos. Año 2006
No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Dinamarca,Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco se dispone deinformación para Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania yMalta por tratarse de países que no pertenecen a la OCDE.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía. 6 Purchasing Power Parity.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 91
Cabe destacar que, tanto en 2005 como en 2006,
Eslovaquia fue el país de mayores precios en términos
de PPP, junto con Portugal, para consumidores domésti-
cos, y Hungría, en el caso de los industriales.
En los gráficos 4.3.10 y 4.3.11 se muestra la diferente
imposición aplicada al consumo de electricidad entre
los países del entorno europeo. Según la información
de la Agencia Internacional de la Energía, la fiscalidad
de la electricidad en el caso español para consumido-
res domésticos (impuesto de la electricidad e IVA)
supuso un 18% del precio total de la electricidad en el
año 2006, ocupando la fiscalidad española una posi-
ción intermedia (séptimo país europeo con mayores
gravámenes de 13 países) en el entorno europeo para
dicho año.
Asimismo, al realizar la comparación de precios de elec-
tricidad de consumidores domésticos excluyendo
impuestos, la posición de España en el ranking de pre-
cios más bajos del entorno europeo, empeora hasta la
novena posición.
92
Elec
tric
idad
CONSUMIDORES INDUSTRIALES
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 6,40 cent. €/kWh = 6,81 cent. €/kWh % variación 2006-2005
2005 2006
Noruega 2,80 Noruega 3,53 Francia 1%
Francia 3,56 Francia 3,59 Polonia 4%
Polonia 5,13 Polonia 5,34 Austria 8%
Finlandia 5,21 Austria 6,70 España 8%
Grecia 5,39 España 6,92 Hungría 9%
Austria 6,20 Rep. Chueca 7,48 Portugal 12%
España 6,38 Eslovaquia 7,82 Eslovaquia 13%
Rep. Checa 6,49 Hungría 8,27 Rep. Checa 15%
Reino Unido 6,67 Portugal 8,80 Irlanda 21%
Alemania 6,76 Irlanda 9,70 Noruega 26%
Eslovaquia 6,95 Alemania … Alemania …
Hungría 7,62 Finlandia … Finlandia …
Portugal 7,89 Grecia … Grecia …
Irlanda 8,00 Italia … Italia …
Italia 11,00 Reino Unido … Reino Unido …
(...) Dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Cuadro 4.3.9. Precios medios de electricidad de consumidores industriales en la Unión Europea
y Noruega (cent. €/kWh). Excluye impuestos
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 92
Por otra parte, la fiscalidad de la electricidad para los
consumidores industriales7 es, como porcentaje del pre-
cio final y en términos generales, menor que la aplicada
en promedio a los consumidores domésticos del conjun-
to de países considerados.
En el caso español, la fiscalidad aplicada a consumido-
res industriales (el impuesto de la electricidad es el
único tributo que grava el consumo de electricidad de
los consumidores industriales) supuso el 4,9% del pre-
cio total de la electricidad en el año 2006, ocupando la
93
Elec
tric
idad
DomésticoPPP
(Índice Noruega = 100)
Noruega 100
Finlandia 269
Dinamarca 320
Francia 339
Austria 385
Grecia 424
Holanda 437
Reino Unido 443
España 477
Luxemburgo 493
Irlanda 500
Italia 504
Rep. Checa 536
Polonia 556
Alemania 579
Hungría 668
Portugal 702
Eslovaquia 737
IndustrialPPP
(Noruega = 100)
Noruega 100
Francia 169
Finlandia 231
Austria 297
Reino Unido 309
Alemania 317
Grecia 328
Irlanda 341
España 358
Polonia 455
Portugal 480
Italia 552
Rep. Checa 579
Hungría 639
Eslovaquia 642
Dinamarca ...
Holanda ...
Luxemburgo ...
Cuadro 4.3.10. Ranking de facturación media de electricidad en la UE-25 y Noruega en términos de
paridad de poder adquisitivo. Se excluyen impuestos
2005
DomésticoPPP
(Índice Noruega = 100)
Noruega 100
Finlandia 181
Francia 221
Austria 250
Holanda 319
España 319
Irlanda 320
Reino Unido 355
Rep. Checa 373
Polonia 392
Hungría 451
Portugal 457
Eslovaquia 515
IndustrialPPP
(Noruega = 100)
Noruega 100
Francia 123
Austria 238
España 275
Irlanda 296
Polonia 345
Portugal 384
Rep. Checa 456
Eslovaquia 517
Hungría 521
Finlandia ...
Reino Unido ...
Holanda ...
2006
Resto UE datos no disponibles.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
7 Excluyendo el IVA de la comparación de preciosindustriales debido a que es un impuesto que es repercutido alconsumidor final.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 93
94
Elec
tric
idad
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%41,0% 37,3% 32,4% 25,4% 24,9% 18,0% 15,9% 11,9% 4,8% 3,9%15,8%22,9% 16,7%
Carga fiscal
Hola
nda
20,5
6)
Noru
ega
(7,5
3)
Aust
ria(1
3,9)
Finl
andi
a(1
0,2)
Fran
cia
(11,
46)
Polo
nia
(10,
53)
Espa
ña(1
3,13
)
Hung
ría(1
1,49
)
Rep.
Che
ca(9
,74)
Eslo
vaqu
ia(1
2,39
)
Irla
nda
(15,
9)
Port
ugal
(14,
7)
Rein
o Un
ido
(14,
85)
Gráfico 4.3.10. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores domésticos
en UE-25 y Noruega. Año 2006
No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Dinamarca, Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco se dispone deinformación para Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania y Malta por tratarse de países que no pertenecen a la OCDE
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%22,99% 20,0% 11,1% 8,8% 4,9% 0%0%0,8%
Carga fiscal
0% 0%
Aust
ria(8
,7)
Noru
ega
(4,4
1)
Fran
cia
(4,0
4)
Polo
nia
(5,8
5)
Espa
ña(7
,28)
Hung
ría(8
,34)
Eslo
vaqu
ia(7
,82)
Irla
nda
(9,7
)
Port
ugal
(8,8
)
Rep.
Che
ca(7
,48)
Gráfico 4.3.11. Composición de la facturación media de electricidad de los consumidores industriales
(se excluye IVA) en UE-25 y Noruega. Año 2003
No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Dinamarca, Grecia, Italia, Luxemburgo y Suecia. Tampoco se dispone deinformación para Chipre, Eslovenia, Estonia, Letonia, Lituania y Malta por tratarse de países que no pertenecen a la OCDE
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 94
fiscalidad española una posición intermedia en el entor-
no europeo para los consumidores industriales en dicho
año (véase gráfico 4.3.11).
Asimismo, al realizar la comparación de precios de
electricidad de consumidores industriales incluyendo
impuestos para 2006, España ocupó la octava posi-
ción, esto es, mejoró un puesto respecto a la compa-
ración que excluye los impuestos, en el ranking de
países del entorno europeo con menores precios
medios.
Comparación de precios de electricidad de
consumidores tipo
En las estadísticas de Eurostat se incluyen precios
medios de electricidad de 5 consumidores tipo domés-
ticos, denominados Da, Db, Dc, Dd y De, caracteriza-
dos por su consumo anual y por la aplicación o no de
discriminación nocturna en sus precios. De los 5 con-
sumidores tipo domésticos publicados por Eurostat, se
ha seleccionado al consumidor tipo doméstico Db
(1.200 kWh/año y sin discriminación nocturna) por
corresponder a un consumidor doméstico sin discrimi-
nación nocturna, más cercano, al consumidor represen-
tativo del caso español y al consumidor tipo De
(20.000 kWh/año, de los cuales 15.000 kWh de noche)
por ser un consumidor tipo doméstico de gran tamaño
y discriminación nocturna en su tarifa.
Las principales tarifas utilizadas por los clientes domés-
ticos en España corresponden a la tarifa 2.0 y 2.0N. En
2006, el consumo nacional en la tarifa 2.0 y 2.0N ascen-
dió a 62.174 GWh y 10.454 GWh, respectivamente, lo
que supone el 85,5% y el 14,4%, respectivamente del
consumo de baja tensión en tarifas sin discriminación
horaria y discriminación nocturna. El consumo anual
medio a estas tarifas fue de 2.917 kWh para la tarifa 2.0
y de 9.374 kWh para la tarifa 2.0N.
Según la información de Eurostat, en 2006 España
ocupó el decimotercer puesto de precios más bajos para
consumidores domésticos dentro del grupo configurado
por la Unión Europea y Noruega para el consumidor Db
de bajo consumo, y noveno puesto para el consumidor
De de alto consumo y discriminación nocturna, siendo
los precios de los consumidores domésticos tipo Db y
De en España un 4,1% y un 14,6% inferiores a la media
aritmética de los países analizados (véase gráfico
4.3.12).
En contraste, Portugal país de gran interés comparativo
con España a efectos del MIBEL, se situó en la banda
superior de precios en el caso de los dos consumidores
domésticos analizados, siendo un 28,6% y un 39,9%
superiores que las de España en 2006.
Cabe señalar por un lado que para el consumidor tipo
Db, de bajo consumo y sin discriminación horaria,
Malta siguió siendo el país de precio más bajo del
entorno europeo, no obstante, según información de
Eurostat, el gobierno de este país subvenciona la elec-
tricidad a los clientes domésticos. Por otra parte,
Noruega fue el país de precio más elevado de los paí-
ses analizados para este tipo de consumidor doméstico.
No obstante, el precio medio del conjunto de los con-
sumidores domésticos en Noruega, según la informa-
ción de la Agencia Internacional de la Energía, fue el
más bajo del entorno europeo. Asimismo, cabe desta-
car que Noruega presenta el consumo de electricidad
por consumidor doméstico más elevado del entorno
considerado y donde el 99% de su capacidad instalada
es hidráulica, por lo que el coste de generación es muy
reducido y el precio de los consumidores tipo de bajo
consumo no es representativo del consumo de electri-
cidad doméstico.
Por otro lado, para el consumidor tipo De, Lituania fue el
país de precio más bajo del entorno europeo, mientras que
95
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 95
Malta, en contraste con el consumidor tipo Db, fue el país
con el precio más elevado de los países analizados8.
En el grafico 4.3.13 (a) se muestran las tasas de variación
de los precios de la electricidad en Europa en julio de
2006 respecto a julio de 2005, para los consumidores
domésticos analizados. Se observa cómo los precios de la
electricidad de los consumidores domésticos en los dife-
rentes países analizados han seguido una tendencia alcis-
ta en el año 2006 respecto a los del año anterior, salvo en
Noruega, que redujo los precios para el consumidor tipo
Db, Hungría y Austria para el consumidor tipo De.
Según información de Eurostat, en España, el precio de
la electricidad aumentó, en términos nominales, un 5,3%
y 5,4% en 2006 respecto al año anterior para los tipos de
consumidores domésticos, Db y De, respectivamente, lo
que nos sitúa en un rango intermedio de países.
En el gráfico 4.3.13 (b) se analizan, de forma análoga,
las variaciones acumuladas entre 1997 9 y 2006. Según
la información proporcionada por Eurostat, se observa
que España fue uno de los países (el tercero para los
consumidores tipo Db y De) del entorno europeo donde
más disminuyeron, en términos acumulados nominales,
los precios de la electricidad para los consumidores tipo
Db y De. Por otra parte, además de España, sólo Francia,
Austria y Bélgica han registrado disminuciones acumu-
ladas de los precios de la electricidad desde 1997.
96
Elec
tric
idad
Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)
Precio medio Europa = 12,65 cen. €/kWh Precio medio Europa = 7,28 cen. €/kWh14,81Malta
ChipreDinamarca
PortugalHolanda
LuxemburgoIrlanda
AlemaniaSuecia
BélgicaNoruega
EslovaquiaFrancia
�Reino UnidoAustria
HungríaEspaña
EsloveniaPolonia
ÛEstoniaGrecia
Rep. ChecaFinlandia
LetoniaLituania
9,179,02
8,708,308,288,258,117,99
7,767,44
7,197,176,986,86
6,226,36
6,135,835,695,685,52
5,294,82
4,54
NoruegaIrlanda
LuxemburgoAlemaniaHolandaPortugal
SueciaDinamarca
BélgicaEslovaquia
Reino UnidoRep. Checa
ChipreEspañaAustriaFranciaPolonia
FinlandiaEslovenia
HungríaItalia
LituaniaGrecia
EstoniaLetonia
Malta
22,1619,6519,46
17,9716,50
15,6014,90
14,5614,5014,41
13,7513,46
12,9412,1311,93
11,1311,1211,03
10,069,66
8,807,627,47
6,495,845,81
Gráfico 4.3.12. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo domésticos
(cent. €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006
Precios considerados: Nacional en Reino Unido.
Fuente: Eurostat (datos extraidos el 12 de mayo de 2006).
8 El único país para el cual no se dispone de informaciónsobre el consumidor de tipo De es Italia.
9 Se ha tomado 1997 como año de referencia por ser 1998 elpunto de arranque en la liberalización del mercado eléctricoespañol.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 96
Por otra parte, Eurostat publica precios eléctricos de 9
consumidores tipo industriales (Ia, Ib, Ic, Id, Ie, If, Ig,
Ih, Ii), caracterizados por su consumo anual, potencia
contratada y horas anuales de utilización. Con el fin de
simplificar el análisis, se han seleccionado los siguien-
tes consumidores tipo de menor a mayor tamaño:
97
Elec
tric
idad
Db: hasta 1.200 kWh Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)
14,6%
18,9%
21,6%
46,9%
52,2%
58,9%
64,5%
71,9%
77,8%
117,9%
-11,3%
-6,5%
-2,7%
1,4%
8,5%
Bélgica
Francia
España
Austria
Portugal
Grecia
Finlandia
Luxemburgo
Suecia
Noruega
Dinamarca
Malta
Italia
Irlanda
Hungría
Luxemburgo
Finlandia
-13,4%
-8,4
Austria
Francia
España
Portugal
Bélgica
Suecia
Noruega
Irlanda
Dinamarca
Hungría
Malta
19,1%
30,0%
39,1%
61,9%
65,3%
83,8%
117,6%
155,4%
18,1%
5,8%
14,3%
Grecia
-3,4%
20,2%
Db: hasta 1.200 kWh
-7,6% Noruega
1,2%1,3%1,4%
2,7%2,8%3,4%3,9%4,1%4,5%
5,3%6,0%6,5%6,8%7,1%
8,6%11,3%
12,3%16,4%
17,9%
20,8%
0,0%
0,0%0,0%0,0%Francia
GreciaHungríaLituania
EsloveniaPortugalAustriaBélgica
ItaliaAlemania
PoloniaEstonia
EslovaquiaEspaña
LuxemburgoFinlandia
LetoniaIrlanda
HolandaDinamarca
SueciaRep. Checa
ChipreReino Unido
Malta
Db: hasta 20.000 kWh (15.000 de noche)
2,4%3,3%
4,2%4,8%5,3%5,4%
6,6%7,3%7,4%
9,7%10,9%11,3%11,3%
14,1%15,4%
17,7%20,4%
21,8%27,3%
38,0%
0,0%0,0%
0,0%
Austria
FranciaEsloveniaLituaniaPortugal
GreciaBélgicaEstoniaPoloniaEspaña
LuxemburgoAlemania
EslovaquiaIrlanda
FinlandiaLetonia
DinamarcaNoruega
Rep. ChecaHolanda
SueciaReino Unido
ChipreMalta
-0,9%-0,6% Hungríaa
Gráfico 4.3.13. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo-
doméstico. Se excluyen impuestos.
Nota: Para el año 1997 se ha considerado el precio Nacional en Reino Unido, el precio de Atenas en Grecia, Madrid en España,París en Francia (por ser igual a los datos de Lille, Estrasburgo, Toulouse, Lyon y Marsella), Dublín en Irlanda, Viena y Tirol enAustria y Lisboa en Portugal. El precio de la electricidad en España en 2006 incluye impuesto de la electricidad para hacerlohomogéneo con el dato de 1997 que incluye la cuota de ayuda al carbón.
Fuente: Eurostat (datos extraidos el 29 de mayo de 2007).
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 97
98
Elec
tric
idad
• Ia (potencia contratada 30 kW, 1.000 horas de utili-
zación), por ser el consumidor tipo industrial de
menor tamaño.
• Ic (potencia contratada 100 kW, 1.600 horas de utili-
zación).
• If (potencia contratada 2.500 kW, 4.000 horas de uti-
lización). Tanto Ic como If son representativos de
consumos industriales intermedios.
• Ii (potencia contratada 10.000 kW, 7.000 horas de uti-
lización) por ser el consumidor tipo de mayor tamaño.
España ocupó una posición intermedia para los consu-
midores tipo de menor tamaño Ia (decimoquinto puesto
entre 25 países10), para los consumidores tipo de tamaño
intermedio Ic e If (decimosegundo y decimoquinto pues-
tos, respectivamente) y registró precios de los más ele-
vados del entorno europeo para el consumidor industrial
tipo Ii (decimocuarta posición) (véase gráfico 4.3.14).
Estonia para consumidores industriales de menor y
mayor tamaño (Ia e Ii) y Letonia para los de tamaño
intermedio (Ic e If) fueron los dos países que registraron
en 2006 los menores precios del entorno europeo. Por el
contrario, Chipre registró los precios más elevados para
tres de los cuatro consumidores tipo industriales selec-
cionados. Para el consumidor industrial de menor consu-
mo (Ia) fue en Alemania donde se constató el precio más
alto. Cabe destacar, asimismo, que Irlanda e Italia figu-
ran entre los cinco países con precios más elevados en
todas las tipologías.
El precio de los consumidores de tamaño intermedio Ic
en España fue inferior en un 5,5% a la media aritméti-
ca de precios de los países analizados. Por el contrario,
para el resto de los consumidores industriales tipo ana-
lizados, el precio en España fue, una vez más, superior
al de la media europea. En concreto, esta diferencia fue
de un 3,0% para el consumidor industrial Ia, de un
4,0% para el consumidor If y de un 2,2% para el con-
sumidor Ii.
Portugal, se situó en la banda superior de precios para
los consumidores industriales Ia, Ic e If, siendo un
16,7%, 11,1% y 12,0% superiores, respectivamente, a
los aplicados en España, mientras que se situó en una
posición de precios similar a la de nuestro país para el
consumidor industrial Ii, siendo, únicamente, un 4,0%
inferior.
Los precios de la electricidad de los consumidores
industriales presentaron, en términos generales, un com-
portamiento alcista, salvo en Lituania donde se registra-
ron disminuciones anuales en los precios de tres de los
cuatro consumidores industriales analizados, en Austria
y Chipre para los consumidores Ia, en Eslovenia para Ic,
así como en Hungría y Estonia para If e Ii, respectiva-
mente (véase gráfico 4.3.15 (a)).
Los países donde más aumentaron los precios de los
consumidores industriales, sin descontar el efecto de la
inflación, fueron Reino Unido, Malta, Suecia, República
Checa y Bélgica.
En España, los precios aumentaron, en términos nomi-
nales, en 2006 respecto al año anterior, para todos los
consumidores industriales analizados. En concreto, esta
subida fue de un 5,2% para el consumidor industrial Ia
(decimocuarto país de mayor aumento de precios de
electricidad del entorno europeo), un 11,3% para el con-
sumidor Ic (décimo país donde más aumentaron los pre-
cios), un 11,4% para If e Ii (décimo país de mayor subi-
da de precios en ambos casos).
10 El único país para el cual no se dispone de información esLuxemburgo.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 98
Por último, el gráfico 4.3.15 (b) recoge las tasas de
variación de los precios de la electricidad en Europa
para los consumidores tipo industriales selecciona-
dos en 2006 respecto a 1997. Se observa que los
precios de los consumidores de menor tamaño Ia,
los de tamaño intermedio Ic e If y el de mayor tama-
ño Ii, han registrado aumentos acumulados del
5,1%, 14,6%, 16,3% y 17,6%, respectivamente, lo
que contrasta con los aumentos acumulados, gene-
ralmente más altos, de la mayoría de países del
entorno considerado, según la información facilita-
da por Eurostat.
99
Elec
tric
idad
3,594,774,814,97
5,335,415,465,585,77
6,176,226,31
6,666,68
7,167,197,19
8,028,45
8,809,04
10,0110,36
11,27
Reino Unido
LetoniaEstonia
NoruegaLituaniaFrancia
FinlandiaPoloniaAustria
HungríaEslovenia
Rep. ChecaMalta
SueciaGrecia
EspañaHolanda
EslovaquiaPortugal
AlemaniaBélgicaIrlanda
ItaliaChipre
Ia: Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000
Precio medio Europa = 10,61 cen. €/kWh Precio medio Europa = 9,57 cen. €/kWh
Ic: Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600
If: Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000
Precio medio Europa = 6,88 cen. €/kWh Precio medio Europa = 5,82 cen. €/kWh
Ii: Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000
6,216,506,72
7,417,59
8,318,418,41
9,189,489,8510,00
10,6910,7310,9311,25
11,7312,3312,6512,75
13,3213,42
14,0515,62
17,74
EstoniaFinlandia
LetoniaNoruegaLituania
DinamarcaPoloniaFranciaAustriaSueciaGrecia
HungríaRep. Checa
ReinoEspaña
EsloveniaBélgica
EslovaquiaHolandaPortugal
ChipreItaliaMalta
IrlandaAlemania
5,075,57
6,496,526,65
7,687,707,777,918,28
9,039,049,069,48
10,0410,6011,0411,05
11,7212,24
12,9613,2113,23
9,70
17,13
LetoniaEstonia
FinlandiaLituaniaNoruega
EsloveniaFrancia
DinamarcaPoloniaSueciaAustriaEspañaGrecia
EslovaquiaRep. Checa
PortugalMalta
HungríaReino Unido
HolandaItalia
BélgicaAlemania
IrlandaChipre
3,023,54
3,844,264,474,60
4,925,105,195,20
5,715,71
5,956,006,256,51
7,097,61
8,318,59
10,37
5,78
Rep. Checa
Reino Unido
EstoniaLetonia
NoruegaFinlandia
PoloniaGrecia
LituaniaHungríaAustria
PortugalMalta
HolandaEspañaSuecia
Eslovaquia
BélgicaAlemania
IrlandaItalia
Chipre
Gráfico 4.3.14. Ranking de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo industriales
(cent €/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2004
Fuente: Eurostat (datos extraidos el 29 de mayo d 2007).
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 99
100
Elec
tric
idad
Ia (Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000) Ic (Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600)
28,4%41,2%
57,3%60,5%
68,0%
24,8%
22,3%12,9%12,1%
-21,7%-16,5%
-9,0%
-8,2%5,1%
BélgicaFranciaItaliaReino Unido
EspañaFinlandia
PortugalIrlanda
NoruegaGreciaSuecia
HungríaDinamarca
Malta
30,9%42,4%
56,9%70,4%
136,2%
28,3%
23,5%
20,4%19,1%
-14,8%0,2%
4,4%10,9%14,6%
FranciaNoruega
PortugalBélgica
EspañaFinlandia
Reino UnidoIrlanda
GreciaItalia
SueciaDinamarca
MaltaHungría
If (Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000) Ii (Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000)
47,6%
60,5%
63,0%
75,4%
41,7%
32,9%
28,5%
28,0%
-16,2%
10,2%
12,9%
16,3%
20,1%
FranciaPortugal
Malta
España
Noruega
Bélgica
Grecia
Finlandia
Reino Unido
Italia
Hungría
Irlanda
Suecia
64,5%
28,1%
26,6%
17,6%
13,4%
72,4%
73,1%
85,1%
Noruega
España
Reino Unido
Grecia
Bélgica
Irlanda
Hungría
Italia
Suecia
Ia (Pot. Cont. 30 kW, horas ut. 1.000) Ic (Pot. Cont. 100 kW, horas ut. 1.600)
If (Pot. Cont. 2.500 kW, horas ut. 4.000) Ii (Pot. Cont. 10.000 kW, horas ut. 7.000)
6,7%7,0%
9,6%9,8%10,3%10,3%11,3%11,8%11,9%12,9%
18,7%21,2%
25,5%26,3%
30,6%38,3%
2,7%0,6%0,0%0,0%
3,4%3,5%4,8%
6,7%
Eslovenia-0,4%LituaniaFranciaPoloniaEstoniaHungría
GreciaFinlandia
IrlandaEslovaquia
AustriaAlemania
ChipreLetonia
PortugalEspaña
HolandaNoruega
DinamarcaItalia
BélgicaRep. Checa
SueciaReino Unido
Malta
Chipre
4,4%4,5%5,2%5,6%
7,3%7,6%8,0%
9,4%10,7%
14,8%15,9%16,7%
24,1%31,6%
37,7%39,2%
0,7%0,6%0,0%
-2,5%
0,9%2,5%2,9%3,5%
AustriaFrancia
EsloveniaHungríaBélgicaPoloniaLituania
GreciaEstoniaLetoniaEspaña
AlemaniaFinlandia
IrlandaPortugal
DinamarcaNoruegaHolanda
EslovaquiaItalia
Rep. ChecaSueciaMalta
Reino Unido
-34,1%
Hungría
8,7%9,3%9,3%10,4%10,7%11,4%11,7%
15,5%15,6%15,8%16,5%17,2%
28,4%30,6%
50,9%
3,6%3,4%
0,0%-0,1%
-3,7%
4,6%5,8%6,3%6,5%
LituaniaFrancia
EslovaquiaGrecia
EsloveniaNoruega
MaltaFinlandia
LetoniaPortugalHolandaPolonia
AlemaniaEspañaEstoniaChipre
IrlandaAustria
ItaliaRep. Checa
BélgicaSuecia
Reino Unido
9,0%9,7%
11,4%11,7%13,0%
16,7%17,1%
18,2%20,6%
27,3%30,4%
3,4%0,8%
0,0%-0,2%
-8,3%
5,9%8,1%8,3%8,4%
37,0%
EstoniaLituania
PortugalMaltaGrecia
PoloniaFinlandia
LetoniaHolanda
AlemaniaNoruegaEspaña
HungríaRep. Checa
ItaliaChipreAustriaIrlandaBélgicaSuecia
Reino Unido
Gráfico 4.3.15. Tasas de variación de precios de electricidad en Europa para los consumidores tipo
industriales. Se excluyen impuestos. Año 2005 respecto 2004
Para el año 1997 se ha considerado el precio Nacional en Reino Unido, el precio de Atenas en Grecia, Madrid en España, París enFrancia (por ser igual a los datos de Lille, Estrasburgo, Toulouse, Lyon y Marsella), Dublín en Irlanda, Viena y Tirol en Austria yLisboa en Portugal. El precio de la electricidad en España en 2006 incluye impuesto de la electricidad para hacerlo homogéneo conel dato de 1997 que incluye la cuota de ayuda al carbón.Fuente: Eurostat (datos extraidos el 29 de mayo de 2007).
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 100
4.4. Calidad de suministro
De acuerdo con la última información disponible en esta
Comisión la calidad de suministro en España ha ido
mejorando en términos generales a lo largo del tiempo,
como puede verse en la evolución del indicador TIEPI
correspondiente a las interrupciones imprevistas, que
recoge el gráfico 4.4.1 para el período 1990-2006,
pasando de 6,67 horas en 1990 a 1,88 horas en 2006, lo
que representa una disminución de aproximadamente el
70%. Esto pone de manifiesto la tendencia en la mejora
de calidad que se está produciendo en los últimos años
por parte de las empresas distribuidoras, si bien en sitios
puntuales se denota una calidad de servicio inferior a los
umbrales de calidad aceptables.
El gráfico indicado y los datos individualizados mues-
tran que en España existe una gran diferencia en los
índices de calidad de suministro entre provincias. Así,
mientras que el tiempo medio de interrupción en 2006
para la provincia que tiene mejor calidad de suministro
(Álava) es de 0,93 horas y en la de peor calidad (Huelva)
el tiempo asciende a 4,57 horas.
La calidad de servicio debe estar íntimamente ligada a la
retribución de la actividad de distribución. En la nueva
propuesta de metodología retributiva para la actividad de
distribución de electricidad se introduce un incentivo a
la mejora de calidad de servicio por el cual cada empre-
sa distribuidora tendrá una bonificación/penalización en
base a su calidad zonal.
Por otro lado, el Real Decreto 1955/2000 vincula la retri-
bución de la actividad de distribución con la calidad del
servicio a través de un doble mecanismo de, por una parte,
bonificación a la facturación a los clientes, si se incumplen
los mínimos de calidad individual, y por otra, de financia-
ción, con cargo a las empresas distribuidoras, de planes de
mejora si se incumplen los mínimos de calidad zonal.
Asimismo, la CNE ha colaborado con el Ministerio en la
elaboración de un estudio sobre el grado de cumplimien-
101
Elec
tric
idad
Máx. Provincial Mín. Provincial España
TIEP
I (h
oras
/año
)
Años
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 2006
Gráfico 4.4.1. Evolución de la continuidad de suministro en España, TIEPI total y dispersión provincial
Fuente: MITyC.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 101
to por parte de las empresas distribuidoras de los índices
de calidad del servicio establecidos en el Real Decreto
1955/2000, que ha permitido elevar el grado de exigen-
cia en dichos índices, y que finalmente han sido plasma-
dos en el Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre,
por el que se establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de
enero de 2007.
Por otro lado la Orden 797/2002, de 22 de Marzo, por la
que se aprueba el procedimiento de medida y control de
la continuidad de suministro, define una metodología
homogénea y auditable a todas las empresas distribuido-
ras para medir la continuidad del suministro eléctrico.
Es decir, dicho procedimiento establece los criterios y la
metodología a seguir para la recogida y tratamiento de
los datos de la continuidad del suministro, incluyendo
los necesarios para la elaboración de los índices de cali-
dad zonal TIEPI, percentil 80 del TIEPI y NIEPI.
También define las características del sistema de regis-
tro de incidencias, la información de base necesaria y la
recogida y tratamiento de los datos de continuidad nece-
sarios para poder evaluar para cada cliente si se han
incumplido o no sus condiciones de Calidad Individual
y, en caso afirmativo, poder aplicarle el preceptivo des-
cuento en la facturación.
Después de ser aprobado dicho procedimiento, la
implantación de los descuentos por incumplimiento de
los límites establecidos entró en vigor el 1 de enero del
2004, año siguiente a la finalización del período de
implantación del citado procedimiento de registro.
Asimismo, y en relación con la citada Orden, las empre-
sas eléctricas distribuidoras están remitiendo a esta
Comisión la información que les fue solicitada, sobre la
implantación del «Procedimiento de medida y control de
la continuidad suministro eléctrico», así como informa-
ción mensual requerida en los diferentes Cuadros que
figuran en el citado procedimiento.
Asimismo, el citado Real Decreto 1955/2000, establece
que se debe elaborar un procedimiento de medida y con-
trol de la calidad de onda, homogéneo para todas las
empresas y auditable. La CNE elaboró un segundo
102
Elec
tric
idad
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Imprevistos Programados Total
TIEP
I (h
oras
/año
)
Años
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
Gráfico 4.4.2. Evolución de la continuidad de suministro en España, TIEPI total y por sus causas
Fuente: MITyC.
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 102
informe sobre la propuesta del Procedimiento de medi-
da y control de calidad de producto, elaborado por las
asociaciones de empresas eléctricas UNESA, CIDE y
ASEME, una vez incorporados al mismo la mayoría de
los comentarios formulados por la CNE en su primer
informe. En dicho procedimiento se desarrollan los cri-
terios y metodología a seguir para la medida y trata-
miento de los datos de los distintos aspectos de la cali-
dad de onda, definidos en la norma UNE 50.160.
La citada propuesta de procedimiento consta de tres
partes: el procedimiento propiamente dicho y dos
memorias justificativas, una técnica y otra económica.
El procedimiento incluye la obligación de las empresas
distribuidoras de medir los parámetros que destaca el
Real Decreto 1955/2000 en el artículo 102.1, en un
número determinado de barras MT de las subestacio-
nes AT/MT en condiciones normales de explotación de
cada provincia.
Por otro lado, el Real Decreto 1955/2000 también esta-
blece la calidad comercial o calidad de atención al clien-
te que se determina atendiendo a las características del
servicio, y que es exigible desde el 1 de Enero de 2001.
103
Elec
tric
idad
02 Inf. Energía 07 Electr.qxd 18/10/07 13:00 Página 103
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 105
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 106
1.1. Características del gas natural
El gas natural (GN) es una sustancia de origen
fósil, procedente de la descomposición de materia
orgánica atrapada bajo la superficie terrestre en
estratos que han impedido su liberación a la atmós-
fera.
Se encuentra en la naturaleza en yacimientos sub-
terráneos tanto terrestres como marinos, en forma
de bolsas, asociadas o no a yacimientos de otros
combustibles fósiles.
Está formado en su mayor parte por metano (en
proporciones próximas al 90% en volumen, depen-
diendo de la procedencia) y fracciones variables de
hidrocarburos gaseosos más pesados (etano, pro-
pano, butano, pentano y hexano principalmente) y
otros gases como nitrógeno y dióxido de carbono.
La composición es función del origen y los proce-
sos a los que haya sido sometido a la salida del
yacimiento (pueden haberse extraído las fraccio-
nes más pesadas de los hidrocarburos como el
butano y propano).
El gas natural se caracteriza por ser incoloro, no tóxi-
co e inodoro, aunque se le añaden sustancias odori-
zantes para facilitar su detección en caso de fuga.
Los parámetros que definen la calidad del gas
natural son:
— Composición molar.
— Poder Calorífico Superior (PCS): es el calor
desprendido en la combustión completa de
una unidad de volumen de gas considerando
el agua producto de la reacción en estado
líquido. Sus valores se encuentran típicamen-
te en un rango de 10,45-12,8 kWh/m3 (n).
— Poder Calorífico Inferior (PCI): análogo al
anterior pero considerando el agua resultado
de la combustión en estado vapor.
1. El gas natural
107
Gas
Propiedad(*) Unidad Mínimo Máximo
Índice de Wobbe kW/m3 13,368 16,016
PCS kW/m3 10,23 13,23
D m3/m3 0,555 0,7
S Total mg/m3 - 50
H2S + COS (como S) mg/m3 - 15
RSH (como S) mg/m3 - 17
O2 mol % - [0,01]
CO2 mol % - 2,5
H2O (punto de rocío) ºC at 70 bar (a) - 2
HC (punto de rocío) ºC at 1-70 bar (a) - 5
(*) Tabla expresada en las siguientes condiciones de referencia: [25º C; V (0º C: 1,01325 bar)].
Fuente: Resolución 13 de marzo de 2006 de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se
establece los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista.
Cuadro 1.1.1. Especificaciones de calidad del gas natural
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 107
— Densidad. La densidad absoluta del gas natural
es función de su composición, que varía entre
0,75 y 0,85 kg/m3 (n). Un factor de conversión
aceptado es el considerar 1 m3 de gas natural
licuado (GNL) equivale a 580 m3 (n) de GN.
— Índice de Wobbe (PCS/d0,5) indica la intercam-
biabilidad entre gases desde el punto de vista
de la aplicación final. En función del mismo se
clasifican típicamente en tres familias:
• 1.ª FAMILIA: Gas manufacturado (H2,
CH4 y CO2) entre 6,23 y 6,89 kWh/m3.
• 2.ª FAMILIA: Gas natural, aire propanado
entre 10,86 y 15,19 kWh/m3.
• 3.ª FAMILIA: GLP (butano y propano)
entre 20,25 y 24,25 kWh/m3.
— Impurezas.
1.2. El mercado del gas en el mundo
1.2.1. Reservas probadas de gas natural en
el mundo
Se entiende por reservas probadas aquellas que tie-
nen una certeza superior al 90% de ser explotadas
en las condiciones técnicas y económicas existen-
tes en el momento de su evaluación.
A final de 2006 las reservas probadas de gas natu-
ral se han estimado en 182,7 billones (1012) de m3,
equivalentes aproximadamente a 164.500 Mtep.
Esta cantidad supone un aumento de las mismas
del 1,3%, en relación con el año anterior
(180,6 billones de m3). Con idéntica fecha, las de
crudo de petróleo se estimaron en 167.600 Mtep.
Ubicándolas por zonas, las mayores reservas se
encuentran en Oriente Medio, con 73,0 billones
de m3 de gas natural, que representan aproximada-
108
Gas
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Mile
s de
Mte
p
Gas naturalPetróleo Relación de reservas de gas natural/petróleo (%)
1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003 2004 2006 2007
48,43
58,38
90,5096,19 97,00 96,43 97,04 96,31 96,84 97,91 100,50 103,66
110,91102,05 99,32 99,26 99,27 98,15
85,09
35,5
56,8
69,2
86,7
116,
4
131,
3
132,
6
132,
4
134,
2
135,
7
138
140,
4
141,
1
147,
3
158,
6
159,
6
161
161,
7
162,
4
164,
5
73,3
97,3
87,6
95,8
136,
8
136,
7
137,
3
138,
3
140,
9
142,
5
143,
4
140,
4
142,
1
143
156,
4
162,
1
162,
9
163,
6
167,
6
136,
5
79,00
Gráfico 1.2.1. Evolución de las reservas probadas de petróleo y gas natural (miles de Mtep)
Datos referidos a principios de año.
Fuente: Sedigas.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 108
mente un 40% de las reservas totales. A continua-
ción se encuentra Europa Oriental, donde, se
incluyen los países de la antigua Unión Soviética y
Rumanía: se estima que esta zona cuenta con
59,7 billones de m3, un 3% superior al año ante-
rior, representando un 32,7% de las reservas mun-
diales. Turkmenistán y Kazajstán incrementaron
en 2006 sus reservas en un 40,9% y un 53,8% res-
pectivamente respecto al año anterior.
Destacan también Irán, con el 15,1% de las reser-
vas mundiales y Qatar con 14,1%. Son también
importantes las reservas situadas en Nigeria,
Arabia Saudí y Abu Dhabi. Debe destacarse tam-
bién el notable incremento en las reservas de gas
natural en Estados Unidos, ya que aumentaron un
6% respecto al año previo, y suponen un 3,2% del
total de reservas del mundo.
Las dos zonas que registraron descensos en sus
reservas fueron América Central y del Sur, con una
disminución del 4,3%, y Europa OCDE con un
descenso del 9,8%.
1.2.2. Producción comercializada de gas
natural en el mundo
La producción comercializada de gas natural es
aquella que contribuye, directamente como ener-
gía primaria, al balance energético mundial. Es
decir, es la resultante de la producción bruta una
vez descontados el gas reinyectado en los yaci-
109
Gas
Gráfico 1.2.2. Reservas probadas por zonas final 2006
Datos: billones (1012) de m3.% respecto al total (182,7 billones de m3).Reservas OPEP: 89,5 billones de m3 (48,98% del total).
Fuente: Sedigas.
AMÉRICA DEL NORTE
7,54,1%
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR
EUROPA-OCDE
14,47,9%
ÁFRICA
15,78,6%
6,33,6%
7,03,9%
ANTIGUA URSS59,7832,7%
ORIENTE MEDIO73,0
40,0%
ASIA-OCEANÍA
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 109
110
mientos, las pérdidas en antorcha y otras evacua-
ciones directas, así como otras pérdidas por trata-
mientos antes de introducirlo en la red, incluyendo
autoconsumo energético por las operaciones lleva-
das a cabo para su puesta en mercado.
A lo largo del año 2006, la producción comerciali-
zada de gas natural en el mundo alcanzó un valor
de 2.930,0 bcm, que en relación con el volumen de
reservas probadas de este mismo año, supone un
1,6% de las mismas, proporción muy similar a la
del año anterior. La producción comercializada
durante el año 2006 tuvo un incremento del 2,9%
respecto a 2005.
Las zonas que encabezan la producción comercia-
lizada son Europa Oriental y América del Norte.
Conjuntamente suponen aproximadamente un
53,1% de la producción comercializada mundial
de gas natural. Por países destacan la antigua
Unión Soviética con un 29%, Estados Unidos con
un 18% y Canadá con 6% del total.
1.2.3. Consumo de gas natural en el mundo
En adelante se hablará de consumo al determinado
como:
Consumo = Producción comercializada
+ importaciones – exportaciones
No se tienen en cuenta las cantidades destinadas a
almacenamiento en cada país, siendo por lo tanto
idénticos el volumen total de gas producido y con-
sumido.
El consumo mundial de gas natural durante el año
2006 ascendió a 2.930 bcm, lo que supone un
aumento del mismo del 2,9%, en relación con el
ejercicio anterior.
Gas
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
bcm
1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005 2006
América del Norte
África
América Central y del Sur
Oriente Medio
Europa-OCDE
Asia-Oceanía
Antigua URSS
Gráfico 1.2.3. Evolución de la producción comercializada por zonas
Fuente. Sedigas.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 110
111
Gas
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR
EUROPA-OCDE
ÁFRICA
EUROPA ORIENTAL845,228,8%
ORIENTE MEDIO328,211,2%
ASIA-OCEANÍA186,66,4%
291,910,0%
190,56,5%
377,012,7%
AMÉRICA DEL NORTE
710,624,3%
Gráfico 1.2.4. Producción comercializada de gas natural por zonas. Año 2006
Datos: 109 m3.% respecto al total (2.930 billones de m3).
Fuente: Sedigas.
bcm
(m
illar
dos
de m
3 )
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
América del Norte
África
América Central y del Sur
Oriente Medio
Europa-OCDE
Asia-Oceanía
Antigua URSS
1970 1975 1980 1985 1990 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005 2006
Gráfico 1.2.5. Evolución de la producción comercializada por zonas hasta el año 2006
Fuente: Sedigas.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 111
Los responsables de los mayores consumos han
sido los países componentes de la antigua URSS,
con 677,5 bcm, seguidos de Estados Unidos, con
619,0 bcm y Europa1, con 541,9 bcm. Estos con-
centran una proporción cercana al 63% del consu-
mo mundial.
Si para cada año se compara el volumen de gas
natural que constituye las reservas probadas con el
consumo registrado, se obtiene el número de años
durante los que podría abastecerse dicho consumo
de mantenerse constante. Este valor ha evolucio-
nado de forma creciente desde 1970 hasta media-
dos de los noventa, para estabilizarse desde enton-
ces en torno a un valor entre 60 y 65 años, superior
al correspondiente para el petróleo.
En el gráfico 1.2.9 se recoge la información anali-
zada sobre reservas, producción y consumo de gas
natural y se representa de forma conjunta en tér-
minos de porcentaje, para poder relacionar estos
valores.
Se observa que en América del Norte, se produce
prácticamente la misma cantidad de gas natural
que se consume, pese a tener uno de los menores
volúmenes de reservas en relación con las demás
agrupaciones de países (situación insostenible a
largo plazo de mantener dicho nivel de consumo).
Presenta un ratio reservas/consumo de 10,5 años.
América Central y del Sur tiene una producción de
gas natural equivalente a su consumo, con impor-
tantes intercambios de gas entre países del cono
sur. Su ratio reservas/consumo es de 38,5 años.
112
Gas
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
América del Norte
África
América Central y del Sur
Oriente Medio
Europa-OCDE
Asia-Oceanía
Europa Oriental
bcm
(m
illar
es d
e m
3 )
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 20062000 2002 2004
Gráfico 1.2.6. Evolución del consumo de gas natural por zonas
Fuente: Sedigas.
1 Incluye los 25 países integrantes de la Unión Europea, ade-más de Noruega, Suiza y Turquía.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 112
113
Gas
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SURÁFRICA
EUROPA ORIENTAL
695,823,7%
ORIENTE MEDIO280,69,6%
182,06,2%
87,33,0%
AMÉRICA DEL NORTE
715,624,4%
EUROPA-OCDE
541,918,5%
ASIA-OCEANÍA
426,714,6%
Gráfico 1.2.7. Consumo de gas natural por zonas. Año 2006
Datos: 109 m3.
% respecto al total (2.930 billones de m3).
Fuente: Sedigas.
37,9
49,9 50,655,3
62,566,9 64,9 65,7 65,5 65,2 62,9 64,2
69,766,8 65,1 63,4 62,4
Rati
o
80
70
60
50
40
30
20
10
01970 1975 1980 1985 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 20042002 2003 2005 2006
Gráfico 1.2.8. Ratio reservas/producción (n.º de años)
Fuente: Sedigas.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 113
Los países agrupados bajo el término Europa-
OCDE son responsables de un consumo importan-
te de gas natural, que es claramente superior a su
volumen de producción. Presentan un ratio reser-
vas/consumo de 10 años.
Europa Oriental concentra un importante nivel de
reservas, aunque inferiores a las de Oriente Medio.
Su producción es superior a su consumo. El ratio
reservas/consumo es de 85,8 años. En porcentaje,
es la región de mayor producción.
África registra el menor consumo de las regiones
consideradas. Al actual ritmo de producción, este
continente posee reservas para 165 años.
En Oriente Medio, pese a contar con el mayor
volumen de reservas de gas natural, su producción
es discreta en relación con otras regiones. Su ratio
reservas/producción es de 260,2 años.
Asia-Oceanía, se encuentra en el término medio
para las tres variables consideradas. Sus reservas
perdurarían durante 36,8 años al actual nivel de
producción.
1.2.4. Comercio de gas natural en el mundo
En el gráfico 1.2.10 se pueden apreciar los princi-
pales flujos de comercio de gas, tanto en su forma
gaseosa como licuada. Cabe destacar, en el caso
europeo, el elevado volumen de importaciones pro-
cedentes de Rusia, en forma de gas natural, así
como de Noruega, también por gasoducto, y de
Argelia, tanto por gasoducto como en forma
de GNL. Otro gran centro de destino de los sumi-
nistros comercializados es Japón, procedentes prin-
cipalmente de Indonesia y Oriente Medio en forma
de GNL. En el caso de Norteamérica, cabe destacar
el elevado volumen de importaciones de gas natu-
ral de Estados Unidos procedentes de Canadá.
En el año 2006, el volumen de gas natural comer-
cializado en forma gaseosa supuso aproximada-
mente el 76% de las exportaciones a nivel interna-
cional, frente al 24% del comercio mundial en
114
Gas
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
Américadel Norte
ÁfricaAméricaCentral y del Sur
Oriente MedioEuropa-OCDE
Asia-OceaníaEuropaOriental
Reservas Producción Consumo
4,1% 3,8% 3,0%
32,7%
7,9%
40,0%
6,4%
10,0%12,9%
18,5%
8,6%11,2%
6,5%
28,8%
24,3%
14,6%
9,6%
3,0%
23,7%24,4%
6,2%
Gráfico 1.2.9. Proporción de reservas, producción y consumo por zonas (%)
Fuente: Sedigas.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 114
forma de GNL. Los países con un mayor volumen
de exportaciones son la Federación Rusa, con el
26,8% del total, Canadá, con el 11,3%, y Noruega,
con el 9,5%.
En el mercado actual está surgiendo una nueva
forma de comercio de gas, con la aparición de los
denominados hubs, que se crean a partir de una con-
centración o centralización de operaciones comer-
ciales relacionadas con el sector del gas natural.
Entre los servicios básicos que se suelen ofrecer en
los hubs, están los siguientes:
• Transferencia de título: permite a las partes el
cambio del nombre bajo el cual el gas fluye, lo
que implica compra/venta en el hub.
• Emparejamiento de nominaciones: verificación
y confirmación de las nominaciones de inter-
cambio correspondientes.
• Seguimiento de título: monitorización y confir-
mación de los envíos y recepciones.
• Asignaciones: determinación final de los enví-
os y recepciones de cada parte, proporcionando
informes detallados de transacciones y las
correspondientes facturas.
National Balancing Point (NBP), del Reino, es el
hub con mayor volumen de intercambios de gas en
Europa. Tras NBP, por volumen intercambiado, se
encuentran los hub de Zeebruge (Bélgica), TTF
(holanda) y Baumgarten (Austria), promediando
volúmenes promedio de 3,1 bcm, 2 bcm y 1,3 bcm
al mes en 2006, respectivamente.
En el centro de gravedad del mercado español (CDG)
y en las plantas de regasificación de GNL, se realizan
numerosos intercambios de gas entre comercializa-
dores. Estos intercambios responden, en la mayoría
de las ocasiones, a motivos de logística y operación
115
Gas
USA
Canadá
Méjico
América Central y del Sur
Europa y Europa Oriental
Oriente Medio
África
Asia / Pacífico
Gas natural
LNG
5,56
9,00
10,85
14,58
3,70
9,85
99,759,37
2,10 4,60
8,62
69,90
3,4021,30
131,81
8,45
23,605,80
1,72
4,83
18,95
5,00
8,98
6,54
15,68
18,60
15,60
6,725,00
9,87
8,98
7,10
7,00
7,51 4,85
19,65
6,80
14,10
8,65
3,04
Gráfico 1.2.10. Mayores movimientos de gas natural y GNL en el mundo (bcm) en 2006
Fuente: BP Statistical Review of World Energy. Junio 2005.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 115
116
Gas
ZeebrugeBaumgarten
TTFBunde
St. Fergus
NBP
CDG PSV
Pegs
Gráfico 1.2.11. Localización de algunos puntos de interconexión y de los hubs europeos más significativos
en relación con el centro de gravedad del mercado español
Fuente: CNE.
41
36
31
26
21
16
11
6
Prec
io g
as (
€/M
Wh)
St. Fergus Zeebrugge Bunde cmp
Mes
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
ene-
05
mar
-05
may
-05
jul-
05
sep-
05
nov-
05
ene-
06
mar
-06
may
-06
jul-
06
sep-
06
nov-
06
feb-
04
abr-
04
jun-
04
ago-
04
oct-
04
dic-
04
feb-
05
abr-
05
jun-
05
ago-
05
oct-
05
dic-
05
feb-
06
abr-
06
jun-
06
ago-
06
oct-
06
dic-
06Gráfico 1.2.12. Evolución del precio del gas (en €/MWh) en algunos puntos de interconexión europeos
en comparación con el coste de la materia prima (Cmp)
Fuente: Platts, Órdenes ECO/ITC.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 116
del comercializador en el sistema, no disponiéndose
de una señal de precio para los mismos.
En el gráfico 1.2.12 se representa la evolución del
precio del gas natural registrado en algunos puntos
de interconexión europeos en comparación con el
coste de la materia prima (CMP2) en el mercado
español. Frente a la relativa estabilidad en la evo-
lución del CMP, se aprecia una variabilidad más
acusada del resto de los precios representados. El
precio del CMP tuvo una evolución ascendente
durante 2005, modificándose su precio un 61%
desde el primero de enero de 2005 al primero de
enero de 2006. Durante el año 2006, su precio per-
117
Gas
2 Coste medio de adquisición del gas natural en posición CIF.Su fórmula está indexada al precio del crudo «Brent SpotAverage», así como al de otros productos derivados del petró-leo, gasóleos y fuelóleos. Tambien depende del cambio mediodólar/euro
Prec
io g
as (
€/M
Wh)
Mercados Spot NBP (UK) Mercados futuros a un mes IPE (UK) Mercados Spot Henry Hub (EEUU)Mercado futuros a un mes NYMEX (EEUU) TTF (Países Bajos) Gas en CDG
49
45
41
37
33
29
25
21
17
13
9
5
Mes
may
-06
jul-
06
sep-
06
nov-
06
ene-
04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep-
04
nov-
04
dic-
04
abr-
05
jun-
05
ago-
05
oct-
05
ene-
06
mar
-06
jun-
06
ago-
06
oct-
06
dic-
06
feb-
04
abr-
04
jun-
04
ago-
04
oct-
04
ene-
05
mar
-05
feb-
05
may
-05
jul-
05
sep-
05
dic-
05
nov-
05
feb-
06
abr-
06
Gráfico 1.2.13. Evolución del precio del gas (en €/MWh) en algunos mercados internacionales spot y defuturos en comparación con el coste del gas en el centro de gravedad del sistema español
Nota 1: El precio del «gas en CDG» se calcula sumando al cmp el % debido a mermas por regasificación (0,45%) y transporte (0,35%),añadiendo también los peajes de regasificación y de reserva de capacidad. Se supone un ratio (GNL/gas total introducido)=60%.Nota 2: Los precios del gas en el mercado spot NBP (Reino Unido), y TTF (Holanda) se obtienen a partir de las medias mensualesde los precios Day Ahead proporcionados por Platts para períodos lunes-viernes. La media para el mes en curso se obtiene para losdías pasados hasta la fecha de publicación del Boletín. Nota 3: Los precios del gas en el mercado spot Henry Hub (Louisiana, EE.UU.) se obtienen a partir de las medias de los precios decierre semanales proporcionados por la revista World Gas Intelligence (Energy Intelligence Group).Nota 4: Los precios de futuros de gas natural a un mes en IPE (Reino Unido) y NYMEX (EE.UU.) se obtienen a partir de las mediasmensuales de los precios proporcionados por Platts para períodos lunes-viernes. La media para el mes en curso se obtiene para losdías pasados hasta la fecha de publicación del Boletín. Nota 5: Para transformar los precios de US$/MMBtu a Euro/MWh se utiliza el factor de conversión 0,2932 MWh/MMBtu y lasestadísticas mensuales del cambio Euro/US$ publicadas por el Banco de España.
Fuente: Platts, World Gas Intelligence, Órdenes ECO/ITC.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 117
118
Gas
maneció constante, siendo, por lo general, superior
al resto de referencias europeas.
En el gráfico 1.2.13 se representa la evolución
del precio del gas natural en el centro de grave-
dad del sistema español, comparado con el pre-
cio del gas en hubs internacionales, tanto de
mercados spot como de futuros. En él se aprecia
de nuevo la estabilidad del precio del gas en el
mercado español, en contraposición con la
variabilidad de precios en otros mercados inter-
nacionales.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 118
La industria del gas natural en España ha experi-
mentado en la última década cambios relevantes
en su estructura y funcionamiento, motivados por
los principios establecidos en la Directiva Europea
98/30/CE (derogada el 26 de junio de 2003, por la
Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y
del Consejo, sobre normas comunes para el mer-
cado interior de gas natural), que se desarrollaron
y ampliaron en la Ley 34/1998, de 7 de octubre,
del Sector de Hidrocarburos y en el Real Decreto-
Ley 6/2000, de 23 de junio, de medidas urgentes
de intensificación de la competencia en mercados
de bienes y servicios.
El acceso de terceros a las instalaciones de la Red
Básica y a las instalaciones de transporte y distri-
bución de gas natural está garantizado por Ley, por
motivos de eficiencia para el conjunto del sistema,
debido a su carácter de monopolio natural. La con-
traprestación por el uso de dichas instalaciones
viene determinada por los peajes que son aproba-
dos por el Gobierno, con la consideración de máxi-
mos, para todo el territorio español.
En el mes de agosto de 2001, se publicó el Real
Decreto 949/2001 que desarrolla el procedimiento
de acceso de terceros a las instalaciones, determi-
na un sistema de retribuciones de las actividades
reguladas, fija la estructura de tarifas de venta de
gas natural y de peajes de acceso a las instalacio-
nes gasistas, y establece el sistema de liquidacio-
nes de las actividades reguladas de los sujetos que
actúan en el sistema.
En diciembre de 2002 se publicó el Real Decreto
1434/2002 que regula las actividades de transpor-
te, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de
gas natural. Este Real Decreto establece, entre
otras materias, las reglas para el cambio del mer-
cado regulado al liberalizado o viceversa y para el
cambio de comercializador, con objeto de respon-
der a las nuevas situaciones que se están produ-
ciendo en el mercado del gas ya que, desde el 1 de
enero de 2003, todos los consumidores pueden ele-
gir suministrador. Además, introduce una serie de
medidas con objeto de evitar la infrautilización de
la capacidad contratada por parte de los distintos
agentes.
Durante 2002 se aprobó el documento Planifica-
ción de los Sectores de Electricidad y Gas,
Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011,
en el que se señala la necesidad de acometer deter-
minadas infraestructuras en un horizonte de diez
años con el objeto de garantizar la cobertura de la
demanda en condiciones adecuadas de seguridad y
calidad.
En 2004 entró en vigor el Real Decreto 1716/2004,
de 23 de julio, por el que se regula la obligación de
mantenimiento de existencias mínimas de seguri-
dad, la diversificación de abastecimiento de gas
natural y la Corporación de Reservas Estratégicas
de productos petrolíferos desarrolla los derechos y
deberes de los agentes en relación con la seguridad
y continuidad de suministro de gas natural, que
progresivamente representa una fracción mayor de
nuestra balanza energética.
En 2005, con afección al sector del gas natural en
España, entró en vigor la siguiente normativa:
• Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de
reformas urgentes para el impulso de la pro-
ductividad, en el que destaca para la regulación
de la distribución, el que en la zona de distribu-
ción de gas natural no podrán concederse nue-
2. La industria del gas natural en España
119
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 119
vas autorizaciones para la construcción de ins-
talaciones de distribución, debiendo cumplir
las obligaciones de servicio de interés general y
extensión de las redes, impuestas en la legisla-
ción y en la propia autorización administrativa.
El citado Real Decreto Ley regula también la
vuelta de clientes a mercado a tarifa, estable-
ciendo un tiempo de preaviso y un tiempo de
permanencia en el mercado liberalizado, en
función del umbral de consumo.
• Resolución de 1 de abril, mandatos para poner
en marcha medidas de impulso a la productivi-
dad (Consejo Min. 25/feb/05). Entre otras:
modifica el concepto operador principal y defi-
nición de operador dominante; autoriza a la
CNE a resolver las liquidaciones de gas; exclu-
ye el ATR ciertas conexiones internacionales;
refuerza la independencia del GTS, mejora la
información de las distribuidoras a sus clientes.
• Real Decreto 942/2005, de 29 de julio, por el
que se modifican determinadas disposiciones
en materia de hidrocarburos. Medidas de
impulso: regula que las Instalaciones Recep-
toras Comunitarias puedan ser desarrolladas
por las empresas distribuidoras (cuentas sepa-
radas); se amplia la información que se pone
a disposición de los comercializadoras con el
objeto de facilitar al cliente el derecho a la
elección del suministrador; regula la vuelta a
clientes a mercado a tarifa para los que con-
sumen más de 100 GWh, ampliando su plazo
a 3 años para su retorno a tarifa.
• Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la
que se aprueban las normas de Gestión Técnica
del Sistema Gasista. Las normas tienen por
objeto el fijar los procedimientos y mecanis-
mos para la gestión técnica del sistema, coordi-
nando la actividad de todos los sujetos o agen-
tes que intervienen en el sistema para garanti-
zar el correcto funcionamiento técnico del sis-
tema gasista y la continuidad, calidad y seguri-
dad del suministro del gas natural y gases
manufacturados por canalización, respetando,
en todo caso los principios de objetividad,
transparencia y no discriminación.
• Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de reformas
para el impulso de la productividad. Modifica
entre otras cosas, las obligaciones de los distri-
buidores: medición de los suministros a los
clientes conectados a sus redes, mantenimiento
de un sistema de atención de urgencias, reali-
zando de la inspección periódica y previa al ini-
cio del suministro.
En 2006 se publicó la siguiente normativa referen-
te al sector gasista:
• Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de junio, por el
que se adoptan medidas urgentes en el sector
energético, que modifica la Ley 34/1998,
de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos:
— Modifica el almacenamiento operativo
incluido en el peaje de transporte y distri-
bución.
— Introduce la asignación de capacidad en
almacenamientos subterráneos.
— Introduce el reparto de capacidad de los
almacenamientos subterráneos.
• Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que
se aprueba el Reglamento técnico de distribución
120
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 120
y utilización de combustibles gaseosos y sus ins-
trucciones técnicas complementarias ICG 01 a 11.
• Orden ITC/2348/2006, de 14 de julio, por la
que se establecen las normas de presentación
de información contable para las empresas que
desarrollen actividades de gas natural y gases
manufacturados por canalización.
• Orden ITC/2675/2006, de 1 de agosto, por la
que se inicia el procedimiento para efectuar pro-
puestas de desarrollo de la red de transporte de
energía eléctrica, de la red básica de gas natural
y de las instalaciones de almacenamiento de
reservas estratégicas de productos petrolíferos.
• Resolución de 13 de marzo de 2006, de la
Dirección General de Política Energética y
Minas, por la que se establecen los protocolos
de detalle de las Normas de Gestión Técnica
del Sistema Gasista. Incluye los siguientes
Protocolos de Detalle (PD):
— PD-01. Medición.
— PD-02. Procedimientos de reparto.
— PD-03. Predicción de la demanda.
— PD-04. Mecanismos de comunicación.
— PD-05. Procedimiento de determinación de
energía descargada por buques metaneros.
— PD-06. Regla operativa de las actividades
de descarga de buques metaneros.
• Resolución de 28 de julio de 2006, de la
Secretaría General de Energía, por la que se
modifica el apartado 3.6.3 «Viabilidad de las
programaciones de descarga de buques» de la
Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista
«NGTS-3».
• Resolución de 25 de octubre de 2006, de la
Dirección General de Política Energética y
Minas, por la que se aprueba el Plan de
Actuación Invernal 2006-2007, para la opera-
ción del sistema gasista.
• En marzo de 2006, la Secretaría General de
Energía publicó el documento «Planificación
de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.
Revisión 2005-2011», aprobado el 31 de marzo
de 2006 por el Consejo de Ministros, en el que
se actualizaban las infraestructuras de transpor-
te necesarias para satisfacer la demanda de gas
en España en el horizonte 2005-2011, respecto
al anterior documento de planificación de
infraestructuras, «Planificación de los Sectores
de Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes
de Transporte 2002-2011».
Además, cada año se publican las Órdenes
Ministeriales que determinan la retribución de
las actividades reguladas, las tarifas de gas natu-
ral y los peajes y cánones asociados al acceso de
terceros.
A continuación, se presenta la situación del sector
del gas natural en España en el año 2006. En los
apartados 3.1 a 3.6, se trata cada una de las activi-
dades por separado (aprovisionamiento, regasifi-
cación, transporte, almacenamiento, distribución y
comercialización). En el último apartado, el 3.7, se
aporta información relativa a la demanda y a los
consumidores de gas natural. También se descri-
ben las distintas tarifas y peajes y se establecen
121
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 121
varios casos en los que se comparan éstas con los
precios del gas natural en otros países europeos.
2.1. Aprovisionamiento de gas
2.1.1. Descripción de la actividad
En el mercado español, el aprovisionamiento es
una actividad libre llevada a cabo por empresas
mercantiles que adquieren gas natural destinado a
los clientes que consumen gas natural.
La mayor parte de los contratos de aprovisiona-
miento en los mercados internacionales de gas son
a largo plazo e incorporan cláusulas «take-or-pay»,
de acuerdo con las cuales el comprador se com-
promete a retirar una cierta cantidad de gas y, de
no hacerlo, deberá pagar la mayor parte de la can-
tidad comprometida. Este hecho se debe a las
grandes inversiones que conlleva toda la cadena
del gas natural desde el yacimiento hasta su desti-
no final. No obstante, cada vez están más desarro-
llados los mercados a corto plazo, conocidos como
mercados spot y hubs, que contribuyen a resolver
los problemas de déficit o exceso de abastecimien-
to. En los últimos inviernos se aprecia en el mer-
cado español cada vez mayor número de buques de
GNL comprados en el mercado spot para atender
las puntas de demanda.
El precio de la mayoría de los contratos de aprovi-
sionamiento se encuentra vinculado a los precios
spot de productos petrolíferos y sus derivados, lo
que confiere volatilidad al precio final del gas. En
cualquier caso, la existencia de un mercado, tanto
de gas natural como de gas natural licuado (GNL)
cada día mayor, comienza a dar referencias de pre-
cio, pudiendo llegar a negociarse contratos de gas
natural a largo plazo no necesariamente referen-
ciados al petróleo.
A continuación se analiza la situación de los apro-
visionamientos en España en 2006.
2.1.2. Producción nacional e importaciones
Los primeros yacimientos descubiertos y explota-
dos en España fueron Serrablo, en Huesca, y
Gaviota, en el Cantábrico, enfrente de la costa bil-
baína. Hoy en día se trata de yacimientos depleta-
dos que son utilizados como almacenamientos
subterráneos. La producción interior española se
sitúa actualmente en el yacimiento de Poseidón, en
el Golfo de Cádiz. Los antiguos yacimientos
de Palancares y Marismas, en el valle del
Guadalquivir, se encuentran agotados. En el yaci-
122
Gas
GWh Producción yacimientos
Marismas/Mes Palancares Poseidón
Enero 144,20 106,8
Febrero 105,07 94,49
Marzo 19,22 100,17
Abril -125,68 92,23
Mayo -243,85 92,38
Junio -287,53 1,2
Julio -243,50 0
Agosto -241,76 0,00
Septiembre -279,78 0,00
Octubre -336,70 0,00
Noviembre -217,37 0,00
Diciembre -266,01 0,00
Total -1.973,69 487,27
Fuente: ENAGAS.
Cuadro 2.1.1. Producción de gas naturalen los yacimientos nacionalesdurante 2006
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 122
123
Gas
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
01994 1998 1999 2000 2001 2002 200319971995 1996 2004
Nigeria
Australia
Otros
Países del Golfo
Nacional
Libia
Noruega
Argelia (GN)
Argelia (GNL)
Trinidad y Tobago
Egipto
Total
Argelia (total)
2005 2006
Gráfico 2.1.1. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural
Fuente: CNE, Sedigas, Enagas, Resolución MINECO 15/7/02.
Cuadro 2.1.2. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural hasta 2006 (GWh)
(*) Incluyen GNL cargado con destino a otros mercados.
Fuente: CNE.
Procedencia1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005(*) 2006(*)
GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
Nacional Total 1.200 1.592 1.695 5.867 5.831 2.529 4.781 562 768
Inte
rnac
iona
l
GNArgelia 59.920 70.208 71.577 62.265 72.669 74.693 88.855 110.323 100.220
Noruega 26.719 26.773 26.856 26.832 26.433 26.640 25.685 24.434 24.567
Total 86.639 96.981 98.433 89.097 99.102 101.333 114.540 134.757 124.787
GNL
Libia 10.560 11.201 9.293 9.230 7.341 8.442 7.765 10.149 8.605
Argelia 41.169 45.617 48.512 50.603 69.144 84.820 76.190 59.667 29.820
Nigeria 888 21.822 28.209 18.695 46.345 57.570 57.666 82.251
Trinidady Tobago 8.687 9.157 6.806 5.342 977 5.649 39.886
GolfoPérsico 13.453 13.397 8.753 20.601 40.226 33.065 62.394 75.911 68.336
Egipto 41.074 55.050
Otros 4.309 3.460 3.518 3.079 2.099 6.960 4.152 314
Total 69.491 83.250 101.055 115.449 143.827 175.748 210.879 254.268 284.262
Total 157.330 181.823 201.183 210.413 248.760 279.610 330.200 389.587 409.817
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 123
miento de las Marismas/Palancares se está inyec-
tando gas con el fin de construir un nuevo almace-
namiento en los pozos ya agotados.
En el año 2006, la producción interna de gas natu-
ral fue de 487,271 GWh que, frente a las necesida-
des de gas totales, 409.817 GWh, representa una
aportación de un 0,12%. La dependencia energéti-
ca de los suministros exteriores es casi total, como
ocurre en el caso del petróleo.
124
Gas
Noruega6%
Libia2%
Nigeria20%
Golfo pérsico17%
Egipto13%
Trinidad & Tobago10%
Argelia GN25%
Argelia GNL7%
Otros0%
Gráfico 2.1.2. Aprovisionamientos de gas natural en el año 2006
Fuente: SEDIGAS.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
% GN% GNL
51 56 54 50 45 42 37 36 35 30
49 44 46 50 55 58 63 64 65 70
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 2.1.3. Evolución de la proporción de gas natural (GN)/gas natural licuado (GNL)
Fuente: CNE.
1 Se consideró únicamente la producción del yacimiento dePoseidón. El yacimiento de Marismas se encuentra en fase de conversión a almacenamiento subterráneo, por lo que lasextracciones del mismo no se consideraron como produccio-nes en el presente informe.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 124
Los aprovisionamientos externos de gas llegan a la
Península de dos formas:
• A través de gasoductos conectados a redes
internacionales de gasoductos.
• Mediante gas natural licuado (GNL) transpor-
tado en buques metaneros.
Existen varios puntos de entrada de gas natural en
España, por un lado las cinco plantas de regasifi-
cación (Huelva, Barcelona, Cartagena, Bilbao y
Sagunto)2 y por otro, cinco conexiones internacio-
nales por gasoducto, dos con Portugal: Tuy y
Badajoz, al norte y al este de dicho país respecti-
vamente, una con Marruecos por Tarifa, por el
gasoducto Magreb-Europa, y dos con Francia por
Larrau (Navarra) e Irún (Guipúzcoa).
Como ya se ha puesto de manifiesto, la práctica
totalidad de los aprovisionamientos de gas natural
son realizados a través de importaciones desde
otros países. Entre ellos cabe destacar Argelia, país
de origen de 130.300 GWh del gas introducido en
el sistema español, que en 2006 supone un 31,7%
de la aportación total (cumpliendo los aprovisiona-
mientos, de manera conjunta, la limitación del
60% impuesta por la Ley de Hidrocarburos en lo
referente a las importaciones de gas procedente de
un mismo país). Le sigue Nigeria, con un 20,1%
de los aprovisionamientos totales y Egipto con el
13,4%.
En relación con períodos anteriores cabe destacar
el incremento en la aportación respecto al año
2005 de Nigeria (42%), Egipto (34%) y Trinidad y
Tobago (712%, se multiplica por siete la cantidad
aportada en 2005, que fue de 5.600 GWh).
Además, se produjo un descenso del 11,34% de las
importaciones por gasoducto desde Argelia.
125
Gas
2 La Planta de Regasificación de Nugardos inició sus pruebasde emisión en junio de 2007.
% a
prov
isio
nam
ient
os d
e ga
s
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
% Mercado liberalizado% Mercado regulado
90
62
45
2920 17 14
10
38
55
7180 83 86
2000 2001 2002 2003 20052004 2006
Gráfico 2.1.4. Estructura de los aprovisionamientos de gas por mercado
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 125
La mayor parte de los aprovisionamientos de gas
fue realizada por medio de gas natural licuado
(GNL), el 69,36%, correspondiendo a gas natu-
ral el 30,44% restante. Esta atípica configura-
ción del sistema de aprovisionamiento español,
en base a un elevado número de proveedores (en
comparación con el resto de los países europe-
os), se debe a la posición geográfica de la
Península Ibérica, sin tantas posibilidades de
conexiones por gasoductos, lejos de los tradicio-
nales suministradores europeos como Rusia o
Noruega, y cerca de Argelia. El GNL y las plan-
tas de regasificación proporcionan a nuestro sis-
tema una elevada flexibilidad, en cuanto a la ges-
tión del mismo y a la posibilidad de diversifica-
ción de fuentes de suministro, tanto a largo plazo
como a corto plazo.
Con los cambios regulatorios introducidos por la
Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos, que
supuso el inicio de la liberación en las activida-
des de aprovisionamiento, se modificó el tradi-
cional sistema de aprovisionamientos, en el que
Enagas centralizaba todas las compras de gas
natural para el abastecimiento del mercado espa-
ñol, pasando a ser las empresas comercializado-
ras las responsables de los aprovisionamientos
de sus clientes en el mercado liberalizado, o bien
los propios consumidores cualificados directa-
mente. Las compañías transportistas han de man-
tener sus adquisiciones de gas destinadas al
abastecimiento del mercado regulado a tarifas,
mientras no se implemente el contenido de la
segunda Directiva Europea de gas (desde el 1 de
julio de 2007 desaparecen las tarifas para el mer-
cado industrial y, previsiblemente, a final del año
2007 desaparecerán las doméstico-residenciales,
quedando una tarifa de último recurso para con-
sumidores conectados a redes de presión inferior
a 4 bar).
126
Gas
Unión Fenosa12%
BBE3%
Shell3%
Iberdrola14%
BP2%
Gaz de France1%
Gas Natural49%
Endesa8%
Cepsa4%
Naturgas4%
Electrabel0%
Incogas0%
Gráfico 2.1.5. Cuotas de aprovisionamiento en el mercado liberalizado por empresa comercializadora en el
año 2006
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 126
El volumen del mercado a tarifa ha descendido
rápidamente en los últimos años, hasta suponer un
14% en 2006.
Actualmente, el primer grupo aprovisionador en
España es el grupo Gas Natural. Participa en el
mercado de aprovisionamientos a través de sus
filiales Sagane, Gas Natural Trading, y Gas
Natural Aprovisionamientos.
Por otro lado, Enagas gestiona la mayoría de los
aprovisionamientos del mercado a tarifa con los
contratos que tiene suscritos con el grupo Gas
Natural. A este fin, tiene asignado por Real
Decreto el contrato de gas del Magreb de Sagane.
Este gas ha cubierto durante 2006 la práctica tota-
lidad de las necesidades para abastecer al mercado
a tarifa. Adicionalmente, Naturgas Energía
Transporte ha cubierto el 0,03% de las necesidades
del mercado a tarifa.
Las compañías comercializadoras o grandes consu-
midores cualificados adquieren el gas, en general, a
través de contratos de aprovisionamientos firmados
con los países productores de gas natural. No obstan-
te existe también un número importante de transac-
ciones entre empresas dedicadas al aprovisionamien-
to y a la comercialización. La mayoría de los aprovi-
sionamientos contratados hasta el momento, para el
mercado liberalizado, han sido en forma de GNL.
El 1 de enero del año 2003 entró en vigor el artí-
culo 7 del Real Decreto-Ley 6/2000, que establece
que ningún sujeto perteneciente a un mismo grupo
de empresas que actúen en el sector del gas natu-
ral puede aportar en su conjunto gas natural para
su consumo en España en una cuantía superior al
70% del consumo nacional, excluyendo autocon-
sumos. El grupo Gas Natural es el que mayor cuota
de suministro tiene, siendo inferior al 50% del
mercado liberalizado.
2.2. Regasificación
2.2.1. Descripción de la actividad
La regasificación es la actividad que comprende la
conversión del gas natural en estado líquido, alma-
cenado en tanques criogénicos generalmente de las
plantas de regasificación, a temperaturas en torno a
-160ºC, al estado gaseoso y su introducción dentro
de la red nacional de gasoductos. Además, en las
plantas de regasificación se realizan las operaciones
de descarga de los buques metaneros, la carga de
camiones cisterna de GNL con destino a las plantas
satélites y, puntualmente, operaciones de enfria-
miento y/o carga de GNL de buques metaneros.
2.2.2. Situación de la regasificación
en España
España contaba en 2006 con cinco plantas de
regasificación operativas situadas en los puertos
de Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao y
Sagunto.
• Planta de Regasificación de Barcelona
Situada en el puerto de Barcelona, es la planta
más antigua de España. La primera descarga se
produjo en 1969, con gas procedente de
Argelia. Cuenta con una capacidad de atraque
de buques de hasta 140.000 m3 desde el 16 de
diciembre de 2003; previamente disponía de un
atraque de 80.000 m3. Cuenta con una capaci-
dad de almacenamiento de GNL de 540.000 m3
desde la inauguración del sexto tanque de GNL
con capacidad de 150.000 m3 y una capacidad
127
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 127
de emisión a 1.650.000 m3 (n)/h. Esta planta
pertenece a ENAGAS.
• Planta de Cartagena
Se ubica en la Dársena de Escombreras, en la pro-
vincia de Murcia. La primera descarga tuvo lugar
en 1989 con gas natural argelino. En 2001 entró
en servicio el atraque para buques de hasta
140.000 m3, y en marzo de 2002 entró en opera-
ción el segundo tanque de Cartagena con una
capacidad de 105.000 m3, y un tercer tanque en
2005 con capacidad de 127.000 m3 de GNL,
para completar 287.000 m3 de capacidad de
almacenamiento. La capacidad de emisión
actual es de 1.200.000 m3(n)/h. Esta planta per-
tenece a ENAGAS.
• Planta de Huelva
Se encuentra en la desembocadura de los ríos
Tinto y Odiel y cuenta con una superficie de
184.000 m2. Tiene capacidad de descarga para
buques de hasta 140.000 m3. La primera des-
carga se produjo en 1988 con gas natural licua-
do procedente de Argelia. Durante el año 2004,
se finalizó la construcción del tercer tanque de
150.000 m3 de GNL y se aumentó la capacidad
de emisión en 450.000 m3(n)/h, alcanzando una
capacidad total de 900.000 m3(n)/h. En la
actualidad, la capacidad de almacenamiento es
de 460.000 m3 de GNL y la capacidad de emi-
sión es de 1.200.000 m3(n)/h. Esta planta es
propiedad de ENAGAS.
• Planta de Regasificación de Bilbao
La planta de regasificación de Bahía de Bizkaia
Gas (BBG) comenzó su fase de pruebas en agos-
to del año 2003. Está situada en el puerto
de Bilbao y entró en operación en diciembre
de 2003, con una capacidad de emisión de
800.000 m3 (n)/h y dos tanques de 150.000 m3
128
Gas
Cuadro 2.2.1. Características de las plantas de regasificación en 2005
PLANTA DEREGASIFICACIÓN
Capacidad dealmacenamiento(Tanques de GNL
en m3)
Capacidad deatraque
(m3 de GNL)
Capacidad de emisión Capacidad cargade cisternas. Nº
cisternas/día
Titular de la
instalaciónP (bar) M3/hora
Barcelona2 x 40.000 +
+ 2 x 80.000 + + 2 x 150.000
1 x 80.0001 x 140.000
45 600.00050 ENAGAS
72 1.050.000
Cartagena 60.000 + 100.000+ 127.000
1 x 80.0001 x 140.000 72 1.200.000 50 ENAGAS
Huelva 55.000 + 105.000+ 150.000 140.000 72 1.200.000 50 ENAGAS
Bilbao 2 x 150.000 140.000 72 800.000 15 BBG
Sagunto 2 x 150.000 140.000 72 800.000 35 SAGGAS
TOTAL 1.587.000 5.650.000 165
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 128
GNL cada uno. Esta planta pertenece a la socie-
dad BBG (Bahía de Bizkaia Gas, S.L).
• Planta de Regasificación de Sagunto
La planta de regasificación de Sagunto entró en
operación comercial en abril de 2006. Está
situada en el puerto de Sagunto y cuenta
con una capacidad de emisión nominal de
800.000 m3 (n)/h y dos tanques de almacena-
miento de 150.000 m3 GNL cada uno. Esta
planta pertenece a la sociedad SAGGAS
(Planta de Regasificación de Sagunto, S.A).
Dentro de las infraestructuras de regasificación que
entraron en funcionamiento durante 2006, aparte de
la planta de regasificación de Sagunto, destacan el
aumento en la capacidad de almacenamiento respec-
to al 2005 gracias a la puesta en funcionamiento de
los nuevos tanques en la planta de Barcelona y
Huelva, pasando el conjunto del sistema de
1.287.000 m3 de almacenamiento de GNL a
1.587.000 m3 de GNL, y también al aumento de la
capacidad de emisión pasando de 4.250.000 m3 (n)/h
a 5.650.000 m3(n)/h.
En el cuadro 2.2.1 se describe la capacidad actual
de las cinco plantas de regasificación operativas en
2006, en función de sus parámetros básicos: los
muelles de atraque de buques metaneros, los tan-
ques de almacenamiento de GNL, la capacidad de
los equipos de regasificación y la capacidad de
carga de cisternas de GNL con destino a las plan-
tas satélites.
La operación de las plantas de regasificación
requiere coordinar con exactitud la descarga de los
buques de cada planta y mantener en cada momen-
to existencias adecuadas en los tanques de GNL
para garantizar la seguridad del suministro. En el
gráfico 2.2.1 se recogen las existencias en tanques
en el año 2006.
129
Gas
Existencias Barcelona Existencias Cartagena Existencias Huelva Existencias Bilbao
ene-
06
feb-
06
mar
-06
abr-
06
may
-06
jun-
06
jul-
06
ago-
06
sep-
06
oct-
06
nov-
06
dic-
06
m3
GNL
500.000
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
Existencias Sagunto
Gráfico 2.2.1. Existencias en tanques de GNL, 2005
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 129
Es destacable el mayor nivel de existencias de
finales del año 2006, sobre todo en Huelva y
Barcelona, coincidiendo con la aplicación de las
reglas de operación invernal que compelen a man-
tener tres días de almacenamientos en tanques.
Ampliación de infraestructuras existentes
Está prevista la ampliación tanto de la capacidad
de almacenamiento de todas las plantas, como de
la capacidad de emisión. Este hecho lo refleja el
documento «Planificación de los Sectores de
Electricidad y Gas, Desarrollo de las Redes
de Transporte 2002-2011», así como en la
«Revisión 2005-2011 de la Planificación de los
Sectores de Electricidad y Gas, Desarrollo de las
Redes de Transporte 2002-2011».
Como infraestructuras recientes incorporadas al
sistema gasista, destaca la ya mencionada puesta
en funcionamiento de una nueva planta de regasi-
ficación en Sagunto y una nueva planta que entra-
rá en operación comercial durante 2007 en
Mugardos (actualmente en fase de pruebas). Estas
infraestructuras, junto con el resto de puestas en
servicio durante los últimos años, posibilitan el
suministro de gas a nuevos mercados y aumentan
la seguridad de suministro del sistema.
Para el año 2007, la planificación3 recoge las
siguientes infraestructuras:
— Planta de Huelva: Ampliación de la emisión a
1.350.000 m3 (n)/h hacia la red de 72 bar,
ampliación del sistema de condensado de gas
y la ampliación de la capacidad de atraque a
buques de GNL de 250.000 m3 de capacidad.
— Planta de Sagunto: Ampliación de la emisión
a 1.000.000 m3 (n)/h.
— Planta de Barcelona: ampliación de la capaci-
dad de atraque a buques de GNL de 250.000
m3 de capacidad.
— Planta de Cartagena: ampliación de la capa-
cidad de atraque a buques de GNL de
250.000 m3 de capacidad.
Nuevas infraestructuras previstas
• Planta de Regasificación de Mugardos
La planta de regasificación de Mugardos ten-
drá una capacidad de emisión de 412.800 m3
(n)/h y dos tanques de 150.000 m3 de GNL
cada uno, además de una capacidad de atra-
que de 140.000 m3. En febrero de 2004 se ini-
ció la construcción de la planta, que ha entra-
do en pruebas en junio de 2007. El titular de
la instalación es Reganosa.
• Planta de Regasificación de Gran Canaria
Esta planta, promovida por la sociedad
Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A.,
se emplazará en el polígono industrial de
Arinaga, en el término municipal de Agüimes.
Contará con una capacidad para atraque y des-
carga de buques metaneros de hasta 140.000 m3
de GNL, un tanque de almacenamiento de GNL
de 150.000 m3 y una capacidad de regasifica-
ción de 150.000 m3 (n)/h. Inicialmente, el gas
130
Gas
3 Se incluyen también las modificaciones introducidas por el«Programa anual de instalaciones y actuaciones de carácterexcepcional de las redes de transporte de energía eléctrica y gasnatural», aprobado por la Orden ITC/1549/2007, de 18 de mayo.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 130
natural suministrado se destinará a cubrir la
demanda de gas para generación eléctrica. Se
espera que entre en operación en 2009.
• Planta de Regasificación de Tenerife
La planta estará situada en Granadilla, siendo
titular de la sociedad Compañía Transportista
de Gas Canarias, S.A. Esta planta poseerá una
capacidad de almacenamiento de 150.000 m3
de GNL, con una capacidad de regasificación
de 150.000 m3 (n)/h y una capacidad de atraque
de 140.000 m3. Su puesta en operación se espe-
ra para el 2010.
• Planta de Regasificación de Musel
La planta de Musel contará con una capacidad
de atraque de 140.000 m3 de GNL, y una de
emisión de 800.000 m3 (n)/h y dos tanques de
150.000 m3 GNL cada uno; se espera que entre
en operación comercial en el 2010.
2.3. Transporte por gasoducto
2.3.1. Descripción de la actividad
Los gasoductos de transporte se clasifican por pre-
siones, de la siguiente manera:
— Gasoductos de transporte primario de gas
natural a alta presión: Presión máxima de
diseño es igual o superior a 60 bares.
— Gasoductos de la red de transporte secunda-
rio: Presión máxima de diseño está compren-
dida entre 16 y 60 bares.
2.3.2. Situación del transporte en España
De acuerdo con los datos disponibles, a finales de
2006, los gasoductos de transporte en España tota-
lizan 8.487 km. El reparto de la red de transporte
por empresas con activos en operación en 2006 se
muestra en el cuadro 2.3.2.
131
Gas
Empresa Km de gasoducto Porcentaje (%)ENAGAS 6.660 78,47%
Gas Natural SDG 578 6,81%
Endesa Gas Transportista 371 4,37%
Al-Ándalus (Enagas + Transgas) 277 3,26%
Gasoducto de Extremadura (Enagas + Transgas) 250 2,95%
Naturgas Energía transporte 160 1,89%
Septentrional del Gas 129 1,52%
Transportista Regional del Gas 41 0,48%
Infraestructuras Gasistas de Navarra 13 0,15%
SAGGAS 7 0,09%
Iberdrola Transportista 1 0,01%
TOTAL 8.487 100,00%
Cuadro 2.3.2. Empresas con activos de transporte, 2006
Fuente: Transportistas y CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 131
Conexiones internacionales
España dispone de cinco conexiones internaciona-
les por gasoducto, dos con Francia por Larrau
(Navarra) e Irún (San Sebastián), otra con
Marruecos por Tarifa (Cádiz), y dos con Portugal
por Badajoz y Tuy (Pontevedra).
La capacidad de la conexión de Larrau es de
280.000 m3 (n)/h, pudiendo llegar puntualmente a
vehicular 300.000 m3 (n)/h. Larrau podría aportar
más gas al sistema si el transportista francés
aumentase la presión de entrega al sistema espa-
ñol. De acuerdo con la información del Gestor
Técnico del Sistema gasista (GTS), por cada
aumento de 0,048 bar en la presión, el caudal se
vería incrementado en 1.000 m3 (n)/h, hasta un
máximo de 330.000 m3 (n)/h.
En el año 2006 el tránsito de gas hacia la Península
por Larrau ha sido de 24.570 GWh, mientras que
por Tarifa fue de 100.337 GWh, destinado al mer-
cado nacional, un 9% inferior respecto a 2006.
En junio de 2006 entró en operación la conexión
internacional de Irún, también denominada «Eus-
kadour», que conecta por segunda vez el sistema
gasista español con el sistema francés (gasoducto
Irún-Biriatou).
Si bien esta infraestructura se construyó pensando
fundamentalmente en la exportación de gas a
Francia, aportando una capacidad de transito
internacional de 0,5 bcm/año, ésta se encuentra
actualmente limitada por la demanda local en el
lado español. Así, la capacidad de tránsito hacia
Francia se ha valorado en 5 GWh/día en invierno
y 3 GWh/día en verano, siempre que se alcancen
los 33 y 36 bar respectivamente en el lado francés
(Biriatou). Durante 2006, las salidas destinadas a
mercados internacionales por esta interconexión
alcanzaron los 678 GWh (0,06 bcm).
132
Gas
01-0
1-06
16-0
1-06
31-0
1-06
15-0
2-06
02-0
3-06
17-0
3-06
01-0
4-06
16-0
4-06
01-0
5-06
16-0
5-06
31-0
5-06
15-0
6-06
30-0
6-06
15-0
7-06
30-0
7-06
14-0
8-06
29-0
8-06
13-0
9-06
28-0
9-06
13-1
0-06
28-1
0-06
12-1
1-06
27-1
1-06
12-1
2-06
27-1
2-06
GWh/
día
1.600
1.400
1.200
1.100
800
600
400
200
0
AASS HuelvaCartagena Barcelona Yacimientos Tarifa LarrauBilbaoSagunto
Gráfico 2.3.2. Entradas a la red de transporte en 2006
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 132
En cualquier caso, la capacidad de vehiculación de
la conexión internacional de Irún puede conside-
rarse como baja, hasta que se desarrolle la dupli-
cación del gasoducto Vergara-Irún.
Por otra parte, tras la puesta en marcha de la plan-
ta de regasificación de Sines, es posible introducir
más gas al sistema español por Tuy, pudiendo,
sobre la capacidad nominal de 40.000 m3 (n)/h,
aumentar 1.000 m3 (n)/h por cada incremento de
presión de 0,154 bar en la red portuguesa, hasta un
máximo adicional de 64.580 m3 (n)/h. Asimismo,
se pueden realizar intercambios de gas en Badajoz
con el gas introducido por Tarifa para el mercado
portugués.
Como se pone de manifiesto en el gráfico 2.3.2,
las conexiones internacionales por gasoducto se
explotan con flujos relativamente constantes que
se adecuan a la estrecha flexibilidad de los con-
tratos. La modulación del sistema entre invierno
y verano se realiza con los almacenamientos sub-
terráneos, y con las plantas de regasificación,
infraestructuras que también juegan un papel
importante en la modulación semanal de la
demanda.
133
Gas
Fuente-Álamo
150 150
413
150
Planta de regasificación (en miles de m3 de gnl)
Planta de regasificación (construcción)
Capacidad de regasificación (miles de 3(n)/h)
Capacidad de regasificación (en construcción)
Yacimiento
Conexión internacional ( en miles m3(n)/h )
Almacenamiento subterráneo ( en Mm3(n) gas)
Almacenamiento subterráneo(en proyecto)
Capacidad de extracción (en miles m3(n)/h de gas)
Estación de compresión
Estación de compresión (en construcción)
Gasoducto de transporte(autorizados o en construcción)
150
150150
127105
OviedoSantander
Palencia
Valladolid
Burgos
A Coruña
330
80 8040 40
55100
60
Zamora
LeónPontevedra
Ourense
Salamanca
Bilbao
Segovia
Madrid
Lugo
ZaragozaSoria
Cuenca
Jaén
PLANTA DE HUELVAPOSEIDON
MARISMAS
PALANCARES
Granada
Málaga
Córdoba
Cádiz
HuelvaSevilla
Algeciras
Jerez Arcos
Estepona
Motril
Puente Genil
Red Básica de Gasoductosy transporte secundario
31-diciembre-2006
48”
Badajoz
Cáceres
Almendralejo
ToledoTalavera
PLANTA DE BILBAO
AASS GAVIOTA
C.I. MARRUECOS
Pamplona
S. Sebastián
Vitoria Lumbier
Huesca
Lérida
Tarragona
Barcelona
Castellón
Valencia
Alicante
Murcia
Ciudad Real
CartagenaLorca
CaudeteAlbacete
PLANTA DE CARTAGENA
PLANTA DE BARCELONA
AASS SERRABLO
32”
28”
20”
26”
Villar deArnedo
Haro
Aranda
Algete Guadalajara
Getafe
Tarancón
Alcalá
Puertollano
26”
26”
26”
16” 26”
20”
30”
20”
20”
20”
20”
20”
20”
12”
12”
16”
Ponferrada
12”
8”
8”
6”20”
26”26”
26”
26”
12”
30”
24”
24”
24”
30”
Mérida
Plasencia
Linares
Aguilar de la F.
Osuna
16”
10”
12”
12”10”
8”
Monzón
TivissaBañeras
Manresa
Igualada 12”
10” Montmeló
Mataró
Gerona
10”
1.346
Larrau
Sariñena
Reus
16”
20”
20”
12”
16”
Alfarrás
Subirats
8”
14”
Ferrol
Villalba
Vigo
CurtisSantiago
Caldas de Reis
Puentecesures
Tuy
AstorgaVillamañan
Benavente
AvilésGijón
Luarca
Langreo
Reinosa
Castro U.
BriviescaMiranda
Arrigorriaga Durango
Vergara
Irún
Lerma
Aguilar deCampoo
Toro
Tordesillas Peñafiel
EstellaViana
Tudela
Lesaka
Sangüesa
8”
4”
6”
12”10”
Castelnou
Alcañiz
Villanueva G.Zuera
Torrijos
Alamedade la SagraLos
Yébenes
Tortosa
Alcora8”
Borriol12”
Villafames
ChilchesSegorbe
Nules
Sagunto
4”
16”
12”
10”
8”
20”
10”
8”
4”
10”
10”
10”
16”12”
8”
12”
14”
10”
Santo-venia
16/10/8”
PaternaPuzol
Lliria
Cheste
6”Carlet
Xixona
Agullent
Elche
10”
10”
20”
16”
Logroño
4”
6”
Lisboa
Sines
GuardaViseu
Braga
Oporto
Portalegre
Campomaior
Leiria
PLANTADE SINES
26”
20”
20”
26”12”
Teruel
26”
20”
Villamayor
12”
C.I. FRANCIA
1.650
1.200
Almería
OlmedoMedina delCampo
12”
20”
28”
20”
28”28”
32”
16”
12”
12”
24”
20”
16”
Mouro
12”
Ávila
PLANTADE SAGUNTO
PLANTA DE MUGARDOS
775
AASS DECARRIZO
120
Mijas
Viches6”
Rivas
6”
Almazán
Fuentes
12”Laredo
SanturzeTreto
Villalba 16”
150 150800
30”
32”
32”
30”
12”
Turégano
120
288
238
12”
12”
10”
Caspe
Andorra
Santa Cruz deMudela
Quintanar dela Orden
Aranjuez
Totana
150
Castor
26”-36”
800
150150
<43 C.I. IRÚN
Cuellar
Peñaranda deBracamonte
La Robla Guardo
Tamarite de Litera
Agreda
Calatayud
20”
10”
Chinchilla
1.150
900 1.200
Alcázar deSan Juan
Gráfico 2.3.3. Mapa de infraestructuras gasistas 2005
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 133
Gasoductos de transporte
El transporte de gas natural en la Península Ibérica
está articulado en seis ejes principales:
— Eje Mediterráneo: Barcelona-Cartagena.
— Eje Central: País Vasco-Huelva.
— Ruta de la Plata: Oviedo-Almendralejo.
— Valle del Ebro: Tivissa-Haro.
— Eje Al Ándalus-Gasoducto de Extremadura:
Tarifa-Badajoz.
— Eje Norte–Noroeste: Santander-Tuy.
Los activos de transporte más importantes puestos
en explotación durante el 2006 han sido los gaso-
ductos:
— Ramal a Saica.
— Gasoducto Castellón-Onda.
— Ramal Málaga-Rincón de la Victoria.
— Ramal a la CTCC Plana del Vent B.
— Gasoducto de suministro a la Dársena de
Escombreras.
— Gasoducto a la zona industrial del superpuer-
to de Bilbao.
— Gasoducto Ziérbana-Santurce.
Nuevas infraestructuras
Conexiones internacionales
Durante 2006 se produjeron flujos de gas desde
España a Francia para alimentar el sur-oeste de
Francia, o flujos de Francia a España según las
necesidades marcadas por la demanda en España.
Para la conexión por Larrau, la planificación prevé
una ampliación hasta alcanzar los 580.000 m3 (n)/h
para el año 2008. Dicho proyecto tiene la condi-
ción de B1, dependiente de la existencia de con-
tratos de aprovisionamiento. A la consecución de
esta nueva capacidad contribuirá la construcción
de la Estación de Compresión de Pamplona, nece-
sitándose también ampliar la capacidad de com-
presión en el lado francés de la interconexión.
Como se ha comentado anteriormente, la planifi-
cación del sistema prevé la duplicación del gaso-
ducto Vergara-Irún, de 110 km, de longitud, y 26”
de diámetro, con el fin de ampliar la capacidad
efectiva de la conexión internacional de Irún hasta
los 2,5 bcm/año. La construcción de este gasoduc-
to se considera tipo A (aprobado sin ningún tipo de
condicionante) y con carácter urgente. En cual-
quier caso, la capacidad de tránsito final de esta
interconexión dependerá también de que se efectú-
en de manera coordinada los correspondientes
refuerzos en la red de gasoductos francesa.
También en relación con el tránsito internacional
de gas entre España y Francia, hay que destacar el
proyecto de conexión de ambos países por
Cataluña, denominado proyecto «MidCat» (Midi-
Cataluña), que de acuerdo con la planificación
incluye la construcción del gasoducto Figueras-
Frontera Francesa, de 25 km de longitud y 36” de
diámetro. Esta infraestructura se encuentra ligada
134
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 134
a la construcción del gasoducto Martorell-
Figueras, de 165 km y 36” de diámetro, considera-
do como tipo A en la planificación.
El proyecto MidCat conectaría el sistema español
con el francés en un primer término, y a través del
país vecino con las redes ubicadas en el norte de
Europa. No obstante, este gasoducto se clasifica con
categoría B, condicionado al desarrollo de las infra-
estructuras en Francia y la firma de los contratos de
transporte transfronterizos que lo justifiquen.
El último gasoducto de conexión internacional con
Francia que incluye la planificación es el Frontera
Francesa-Viella, de 24 km, 16” de diámetro y 16
bar de presión, aunque más que para tránsito inter-
nacional se trata de un gasoducto de distribución
para la gasificación del valle de Arán.
Por último, Medgaz es un proyecto que conectará
directamente Argelia con España en la provincia
de Almería. Este proyecto, está previsto para el
segundo semestre de 2009, y contaría con una
capacidad nominal de transporte inicial de
913.242 m3 (n)/h (8 bcm). A partir de 2015, dichas
capacidades se verían incrementadas hasta el doble
de sus valores iniciales. Medgaz ha sido incluido
en la lista de proyectos de interés prioritario dentro
de las redes transeuropeas en el sector de la ener-
gía previstas por el Parlamento Europeo y el
Consejo de la Unión Europea.
En el siguiente cuadro se recogen las principales
infraestructuras asociadas a conexiones internacio-
nales por gasoducto recogidas en la planificación
obligatoria.
Infraestructuras peninsulares
El gasoducto Alcázar de San Juan-Alcudia de
Crespins que figuraba en la Planificación original,
es una infraestructura de refuerzo importante para
135
Gas
Cuadro 2.3.4. Nuevas conexiones internacionales
Nuevas conexiones internacionales AñoLongitud
(km)Presión(bar)
Diámetro(‘‘)
GrupoPlanificación
Conexion Francia-España por Irún 2005 2 80 26 A Urgente
Duplicación del gasoducto Vergara-Irún 2007 110 80 26 A Urgente
Infr. asociadas a la C.I. de MEDGAZ (*) 2009 46 220 24 A Urgente
Gasoducto Figuras-Frontera Francesa 25 80 36 B
Gasoducto Frontera Francesa-Viella 24 16 8 A
(*) El tramo submarino en aguas territoriales españolas del proyecto Medgaz se excluirá temporalmente de la obligación de per-mitir el acceso de terceros no participantes en el proyecto a la instalación, en los términos que se determinen de acuerdo a lalegislación española y comunitaria y, conforme a lo establecido en el apartado 5 del artículo 70 de la Ley 34/1998, de 7 de octu-bre del sector de Hidrocarburos, no se incluirá en el régimen retributivo del sector de gas natural en tanto no se dé cumplimien-to a la obligación de permitir el acceso de terceros.
Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 135
asegurar el correcto funcionamiento del sistema
gasista. El denominado Eje Transversal, porque
une el Eje Mediterráneo con el Eje Central, e ini-
cialmente configurado como de seguridad, es
vital para evacuar el gas de las Plantas de
Regasificación del Mediterráneo hasta el Centro
de la Península. Asimismo, se convertirá el sopor-
te del paso del gas procedente del gasoducto del
Medgaz hacia el centro de la Península o el Eje de
Levante. La revisión de la Planificación lo recoge
como Alcázar-Montesa, 264 km y 36 pulgadas. Se
espera que entre en operación a mediados de 2008.
Infraestructuras extrapeninsulares
• Baleares
En el documento de «Planificación de los sectores
de electricidad y gas 2002-2011» se recoge la
necesidad de disponer de una propuesta detallada
de la solución óptima para el suministro energéti-
co a las Islas Baleares.
Una vez conocida y analizada la opinión de los dis-
tintos agentes implicados, obtenida la aproximación
técnica de los operadores de los sistemas gasista y
eléctrico, así como el acuerdo de la Comunidad
Autónoma Balear, se elaboró una propuesta de
Adenda a la Planificación de los Sectores de
Electricidad y Gas que fue aprobada el 5 de diciem-
bre del 2003 por el Consejo de Ministros.
La alternativa finalmente aprobada fue la conexión
de las islas de Mallorca e Ibiza entre sí y con la
península por un gasoducto que partiendo del tér-
mino municipal de Oliva (en la actualidad el punto
de partida es Denia) llegue a Ibiza en las proximi-
dades de Cala Gració, desde donde por una parte
saldrá el gasoducto insular que lleve el gas natural
hasta la ciudad de Ibiza y el emplazamiento de la
136
Gas
GASODUCTO EN PROYECTO
MENORCA
Denia
FORMENTERA
MALLORCA
IBIZA
Cala Gració
San Juan de Dios
ESTACIÓN DE COMPRESIÓNEN PROYECTO
Gráfico 2.3.4. Infraestructura gasista de Baleares
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 136
central térmica, y por otra parte continuará hasta
Mallorca donde entrará en los terrenos de la anti-
gua central térmica de San Juan de Dios.
En este punto se conectará el gasoducto insular que
servirá para dar suministro a la central térmica de
Cas Tresorer, a la central térmica de Son Reus y a
las redes de distribución existentes. Su entrada en
operación está prevista por su promotor para el año
2009. En el futuro, al gasoducto insular se conecta-
rán los nuevos gasoductos aprobados que no se
incluían en la Planificación Obligatoria 2002-2011.
Tal y como se recoge en la Planificación de los
Sectores de Electricidad y Gas 2002-2011, estas
infraestructuras están consideradas como urgentes
y clasificadas dentro de la categoría A.
Las infraestructuras que se relacionan a continua-
ción fueron autorizadas de manera directa por la
Dirección General de Política Energética y Minas
del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a
Enagas, encontrándose actualmente pendientes de
recibir la autorización administrativa solicitada por
la citada compañía transportista.
— Gasoducto Montesa-Denia.
— Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-Mallorca.
— Estación de compresión de Denia.
• Canarias
Actualmente la Comunidad Autónoma Canaria
no cuenta con infraestructura de GN, aunque ya
se han iniciado los correspondientes proyectos
en las islas de Gran Canaria y Tenerife, consis-
tentes en sendas plantas de regasificación de
GNL y los gasoductos de transporte asociados,
137
Gas
San Bartolomé
de Tirajana
Las Palmas deGran Canaria
Jinamar
Arinaga
150
150
PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)
GASODUCTO EN PROYECTO
BUQUES METANEROS 140.000 m3
CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)
Gráfico 2.3.5. Infraestructuras gasistas de Gran Canaria
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 137
cuyas autorizaciones administrativas están sien-
do tramitadas.
Está previsto en la Planificación que en el año
2009 sea puesta en operación la planta de almace-
namiento y regasificación de gas natural, el gaso-
ducto de transporte y la infraestructura marítima
en la isla de Gran Canaria. En la isla de Tenerife,
la Planificación prevé la puesta en operación de la
planta regasificación, pudiendo empezar a recibir
GNL y realizar las actividades de descarga, y rega-
sificación para el año 2010.
Ubicación geográfica de las plantas de GNL.
La ubicación de las plantas de GNL se ha previs-
to en la costa Sur-Este de las islas de Gran
Canaria y Tenerife, determinándose como puntos
idóneos el Puerto Industrial de Arinaga y el
Polígono industrial de Granadilla, respectiva-
mente. En ambos casos los principales consumi-
dores, generadores eléctricos, representados por
las centrales térmicas de Barranco de Tirajana
en Gran Canaria y Granadilla en Tenerife, se
encuentran relativamente cerca de las plantas de
regasificación.
Gasoductos
En las siguientes tablas se presentan tanto los
gasoductos de transporte como los ramales de
suministro a las centrales de generación eléctrica
previstos.
138
Gas
150150
Granadilla
PLANTA DE REGASIFICACIÓN(En miles de m3 de GNL)
CAPACIDAD DE REGASIFICACIÓN(Miles m3(n)/h)
Gráfico 2.3.6. Infraestructura Gasista en Tenerife
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 138
2.4. Almacenamiento Subterráneo
2.4.1. Descripción de la actividad
La actividad de almacenamiento tiene varias fun-
ciones principales en el sistema gasista:
• Modulación y ajuste entre la oferta y la deman-
da. El objetivo es hacer frente a los desequili-
brios motivados por variaciones de la demanda,
tanto estacionales como semanales.
• Existencias mínimas de seguridad. Con ellas se
pretende asegurar un marco de continuidad y
seguridad de suministro de gas en caso de fallo,
que puede deberse tanto a los aprovisionamien-
tos de gas, como a fallos en las instalaciones en
origen o puntos de entrada a nuestro sistema. De
acuerdo con la Ley, los transportistas que incor-
poran gas al sistema, los comercializadores que
suministran a clientes finales y los consumidores
cualificados que hagan uso del derecho de acce-
so y no se suministren de un comercializador
139
Gas
Nombre Añop.e.m. Km
Presiónmáx.
diseño
D(”)
NuevaCategoría
Gasoducto Planta GNL Arinaga-San Bartolomé de Tiraja 2009 10 72 14 A
Gasoducto Planta GNL Arinaga-CT Jinamar-Las Palmas de GranCanaria 2011 41 72 12 A
Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT de Granadilla (693 MW1) 2010 0,4 72 16 A
Gasoducto Planta GNL Granadilla-CT Candelaria-Santa Cruz deTenerife 2011 49 72 14 A
Nombre Añop.e.m. Km
Presiónmáx.
diseño
D(”)
NuevaCategoría
Ramal a la CTCC de Tirajana (712 MW)1 2010 3 72 14 A
Ramal a la CTCC de Jinamar 2011 0,5 72 12 A
Ramal a la CTCC de Candelaria 2011 0,5 72 12 A
Cuadro 2.3.6. Gasoductos de transporte en la C.A. de Canarias
1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en cicloabierto 2 Ciclos Combinados. No se refleja potencia instalada en motores diesel.
Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.
Cuadro 2.3.7. Gasoductos de transporte en la C.A. de Canarias
1 Potencia instalada prevista, con combustible líquido, para Grupos de vapor existentes. Turbinas de Gas en cicloabierto 2 Ciclos Combinados.
Fuente: Revisión 2005-2001 de la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2002-2011.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 139
autorizado, deben mantener unas existencias
mínimas de seguridad equivalentes a 35 días de
sus ventas (o consumo) firmes. Estas existen-
cias, además de estar en los almacenamientos
subterráneos pueden estar en almacenamiento
operativo en forma de GNL o gas en gasoductos.
• Modulación de aprovisionamientos en función
de las necesidades de cada agente. En el con-
texto de mercado liberalizado, la capacidad de
almacenamiento podría ser utilizada como una
herramienta comercial, en función de los pre-
cios de gas en el mercado.
Se denomina gas útil al máximo volumen de gas
que puede extraerse cuando el almacenamiento
está lleno, sin poner en peligro la integridad del
mismo. Depende de las características de cada
almacenamiento. El resto del gas, denominado gas
colchón, es un inmovilizado necesario para garan-
tizar la integridad del almacenamiento, que sólo se
podrá recuperar, en parte, cuando se dé por finali-
zada la explotación del almacenamiento. En con-
diciones excepcionales se podría utilizar un tercio
del gas colchón; este gas es denominado por
Enagas como gas extraíble por medios mecánicos.
2.4.2. Situación del almacenamiento
en España
Actualmente el sistema gasista español cuenta con
dos almacenamientos subterráneos, que son anti-
guos yacimientos de gas natural, Serrablo
(Huesca), formado por los pozos de Aurín y Jaca,
operado por ENAGAS, y Gaviota, propiedad de
RIPSA y operado por ENAGAS, a través de una
plataforma situada a 8 km de la costa de Vizcaya.
Durante el año 2006 se han inyectado 857 millo-
nes de m3 de gas natural y se han extraído 670
millones de m3, incrementándose las existencias
finales respecto al año 2005. Como puede com-
probarse en el cuadro 2.4.2, en general, los perío-
dos de extracción de gas de los almacenamientos
tuvieron lugar en invierno, desde noviembre hasta
marzo. Durante los meses restantes las operacio-
nes realizadas en los almacenamientos fueron las
de inyección de gas natural para el aprovisiona-
miento de invierno.
El gráfico 2.4.1 muestra el nivel de llenado de
cada almacenamiento subterráneo durante este
período.
140
Gas
Cuadro 2.4.1. Características de los almacenamientos subterráneos. Año 2006
Almacenamientos
Capacidad de almacenamiento Mm3(n)
Capacidad de vehiculaciónMm3(n)/día
Gascolchón(*) Gas útil Gas total Inyección Extracción
SERRABLO(Aurín y Jaca) 420 680 1.100 3,9 6,8
GAVIOTA 1.702 979 2.681 4,5 5,7
TOTAL 2.122 1.659 3.781 8,4 12,5
(*) Incluye el gas extraíble con medios mecánicos (1/3 gas colchón).
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 140
El crecimiento de la demanda y el escaso desa-
rrollo de nuevos almacenamientos subterráneos
está haciendo cada vez más difícil la utilización
de estos almacenamientos como herramienta
comercial, siendo necesario en los últimos años
su uso, casi en exclusiva, para almacenamiento
estratégico.
Ampliaciones y nuevos almacenamientos
La capacidad de almacenamiento subterráneo
incluida en la Planificación obligatoria tiene por
objeto garantizar la posibilidad de disponer de las
reservas de gas que en cada momento contemple la
normativa vigente. Por ello, y por el importante
crecimiento que ha experimentando la demanda
hasta ahora, es necesario promover el estudio y
desarrollo de la mayoría de las estructuras que a
priori puedan resultar viables, con independencia
de su ubicación geográfica.
Los almacenamientos subterráneos, en nuevas
estructuras geológicas, constituyen el único
grupo de infraestructuras gasistas en el que no es
posible asegurar la viabilidad técnica de cada ins-
talación sin haber incurrido previamente en una
parte muy relevante de la inversión necesaria para
su desarrollo.
Con el objetivo de incentivar la realización de pro-
yectos de almacenamiento subterráneo se publicó
la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre que,
como principales novedades respecto al régimen
retributivo anterior, retribuye a las instalaciones en
141
Gas
Cuadro 2.4.2. Gas inyectado y extraído en los almacenamientos subterráneos durante 2006
GWh Serrablo Gaviota
Mes Inyección Emisión Inyección Emisión
Enero 0 1.111 0 1.197
Febrero 0 1.160 0 1.101
Marzo 73 532 172 694
Abril 1.145 0 1.458 0
Mayo 1.217 0 1.002 0
Junio 815 0 960 0
Julio 203 0 978 0
Agosto 425 0 1.264 0
Septiembre 254 0 0 0
Octubre 0 0 0 0
Noviembre 0 162 0 256
Diciembre 0 542 0 1.042
Total 4.132 3.507 5.834 4.290
Fuente: ENAGAS.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 141
función de sus costes auditados en lugar de los uni-
tarios y reconoce inversiones en investigación y
exploración en los cinco años anteriores a la fecha
de entrada en vigor de la concesión de explotación
del almacenamiento.
El desarrollo de nuevas capacidades de almacena-
miento subterráneo debería permitir adecuar la
capacidad de almacenamiento total del sistema
gasista a las necesidades existentes motivadas por
la práctica total dependencia de aprovisionamiento
de gas natural con el exterior, así como por la obli-
gación legalmente establecida de mantenimiento
de existencias mínimas de seguridad.
• Desarrollo de AA.SS. Marismas (Fases I y II)
Está prevista en la Planificación la utilización de
este antiguo yacimiento de gas natural como alma-
cenamiento subterráneo, con un volumen operati-
vo de unos 300 Mm3 (n), una capacidad de inyec-
ción del orden de los 1,2 Mm3 (n), una capacidad
de extracción de unos 1,6 Mm3 (n) y un volumen
estimado de gas colchón de 180 Mm3 (n).
142
Gas
12.798 GWh
4.885 GWh
3.256 GWh
SERRABLO
Uso de Extracción: 37%
Uso de Inyección: 43%
31.180 GWh
19.794 GWh
13.196 GWh
GAVIOTA
Uso de Extracción: 43%
Uso de Inyección: 52%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
año 2005
Gas operativo
Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)
Gas colchón no extraible
Gas extraible con medios mecánicos (1/3 gas colchón)
Gas colchón no extraible
año 2005
Gas operativo
Gráfico 2.4.1. Estado de llenado de los almacenamientos subterráneos en el año 2006
Nota:• Uso de Inyección (Extracción) = Inyección (Extracción) anual / Inyección (Extracción) máxima.• Inyección (Extracción) máxima = Capacidad diaria de Inyección (Extracción) x días período Inyección (Extracción).
Fuente: ENAGAS.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 142
143
Gas
En una segunda fase, la capacidad de este alma-
cenamiento podría ampliarse hasta alcanzar los
siguientes valores: duplicación del volumen ope-
rativo hasta los 600 Mm3 (n), capacidad de inyec-
ción hasta 3,5 Mm3 (n)/día y capacidad de extrac-
ción máxima de 4,4 Mm3 (n)/día, manteniéndose
el mismo volumen de gas colchón. Para ello sería
necesaria la duplicidad de la conexión de este
almacenamiento subterráneo con la red básica de
gasoductos mediante un nuevo gasoducto de unos
7 km de longitud y 20 pulgadas de diámetro.
En la actualidad, como se pudo observar en
apartados anteriores, se están efectuando prue-
bas de inyección y extracción de este antiguo
yacimiento de gas de cara a su utilización como
almacenamiento subterráneo.
• Duplicación de AA.SS. de Gaviota
La duplicación de la capacidad operativa de este
almacenamiento, desde los 879 Mm3 (n) actua-
les hasta los aproximadamente 1.558 Mm3 (n),
está revista para el año 2009. Las principales
características operativas tras su duplicación
serían las siguientes: capacidad de inyección
9,6 Mm3 (n)/día y capacidad de extracción
máxima de 14,2 Mm3 (n)/día, no requiriendo
una mayor inyección de gas colchón.
Para poner en marcha esta duplicación es nece-
saria la construcción del gasoducto Bermeo-
Lemona, de unos 32 km de longitud y 24 pul-
gadas de diámetro, que debería encontrarse
operativo en el año 2009, al mismo tiempo que
la ampliación del almacenamiento.
• Desarrollo de AA.SS. de Yela
Los estudios y análisis realizados en relación
con la viabilidad técnica como almacenamien-
to subterráneo de esta estructura geológica se
encuentran en un estado avanzado. El volumen
operativo de gas previsto podría ser superior a
1 bcm, con una capacidad de extracción máxi-
ma de 15 Mm3 (n)/día y una capacidad de
inyección máxima del orden de los 5 Mm3
(n)/día. El volumen de gas colchón necesario se
estima en torno a los 900 Mm3 (n).
Esta infraestructura está planificada para su pues-
ta en funcionamiento en el año 2009. Para su
conexión con la red general básica de gasoductos
se necesitaría disponer del gasoducto Algete-Yela,
de 88 km de longitud y 26 pulgadas de diámetro.
El desarrollo de este almacenamiento, dada su
proximidad geográfica a Madrid, tendría un
carácter estratégico para el sistema, ya que per-
mitiría suministrar a Madrid del orden de
500.000-600.000 Mm3 (n)/hora de manera
directa durante el período invernal.
• Desarrollo de AA.SS. de Poseidón
Este proyecto consiste en la transformación de
un antiguo yacimiento de gas natural en almace-
namiento subterráneo. La fecha prevista de fun-
cionamiento en la Planificación es el año 2009.
Las principales características previstas para
este almacenamiento son: volumen operativo de
unos 250Mm3 (n), capacidad de inyección del
orden de 1 Mm3 (n)/día, capacidad de extracción
de unos 1,5Mm3 (n)/día y un volumen estimado
de gas colchón de unos 150Mm3 (n).
• Desarrollo de AA.SS. de Castor
Actualmente se está analizando la viabilidad de
utilizar el antiguo yacimiento petrolífero de
Amposta como almacenamiento subterráneo de
gas. El volumen operativo de este almacena-
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 143
miento sería del orden de los 1.100 Mm3 (n),
con una capacidad de extracción próxima a
25 Mm3 (n)/día, una capacidad de inyección del
orden de los 12 Mm3 (n)/día y un volumen esti-
mado de gas colchón de unos 600 Mm3 (n). La
Planificación recoge su entrada en operación
para el año 2009.
Para su funcionamiento será necesaria la cons-
trucción de un gasoducto de unos 30 km de lon-
gitud y 30 pulgadas de diámetro que permita su
conexión con la red básica de gasoductos.
• Desarrollo de AA.SS. de Reus
Acuífero situado en la provincia de Tarragona
que se encuentra actualmente en estudio pen-
diente de la realización de los oportunos análi-
sis que determinen su viabilidad como almace-
namiento subterráneo de gas natural.
En la actualidad, los proyectos de almacena-
miento subterráneo registran retrasos muy signi-
ficativos en la fecha prevista de entrada en ope-
ración respecto a la recogida en la Planificación.
2.5. Distribución
2.5.1. Descripción de la actividad
Tienen la consideración de instalaciones de dis-
tribución de gas natural los gasoductos con pre-
sión máxima de diseño igual o inferior a 16 bares
y aquellos otros que, con independencia de su
presión máxima de diseño, tengan por objeto
conducir el gas a un único consumidor, partien-
do de un gasoducto de la red básica o de trans-
porte secundario. Asimismo, se consideran ele-
mentos constitutivos de la red de distribución
todos aquellos activos de la red de comunicacio-
nes, suministro de energía eléctrica, proteccio-
nes, control, servicios auxiliares, terrenos, edifi-
caciones y demás elementos auxiliares, en la
parte destinada exclusivamente para el adecuado
funcionamiento de las instalaciones específicas
de las redes de distribución antes definidas,
incluidos los centros de control en todas las par-
tes y elementos que afecten a las instalaciones de
distribución.
Tienen también la condición de instalaciones de
distribución las plantas satélite de gas natural
licuado que alimenten a una red de distribución.
Desde un punto de vista técnico, la distribución
puede clasificarse según un rango de presiones:
— APB: Canalizaciones de gas para presiones
superiores de 16 bar.
— APA: Canalizaciones de gas para presiones
comprendidas entre 4 y 16 bar.
— MPB: Canalizaciones de gas para presiones
comprendidas entre 0,4 y 4 bar.
— MPA: Presión máxima de servicio efectiva sea
superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar, inclusive.
— BP: Canalizaciones para presiones inferiores
a 0,05 bar.
La actividad de distribución tiene por objeto prin-
cipal transportar el gas desde las redes de trans-
porte, es decir desde las redes de presión superior
a 16 bar, hasta los puntos de consumo, así como la
venta de gas natural a los consumidores que se
encuentran a tarifa.
144
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 144
2.5.2. Situación de la distribución en España
En lo que se refiere a la actividad de distribución
de gas natural, en España las empresas que desa-
rrollan esta actividad se recogen en el siguiente
cuadro:
Grupo Gas Natural
Gas Natural SDG, S.A.Compañía Española de Gas, S.A.Gas Castilla y León, S.A.Gas Andalucía, S.A.Gas Castilla-La Mancha, S.A.Gas Navarra, S.A.Gas Galicia, S.A.Gas Cantabria, S.A.Gas Rioja, S.A.Gas Murcia, S.A.Gas La Coruña, S.A.
Grupo Endesa
Gas Aragón, S.A.Distribución y Comercialización de Gas Extremadura, S.A.Distribuidora Regional, S.A.Meridional del Gas, S.A.U.Gas Alicante, S.A.U.Gesa Gas, S.A.U.4
Grupo Naturgas Energía Distribución SAU
Naturgas Energía Distribución SAUGas Nalsa, S.A.Gas Tolosa, S.ADistribuidora Septentrional del Gas, S.A.
Gas y Servicios Mérida, S.L.
Grupo FENOSA
Gas Directo, S.A
La actividad de distribución, como la actividad de
transporte, tiene carácter de actividad regulada,
debido al monopolio natural que suponen las
estructuras de redes. Las redes son las infraestruc-
turas necesarias para suministrar gas al cliente
final, no teniendo sentido económico una duplici-
dad de las mismas. En consecuencia, el necesario
uso de estas instalaciones por los agentes del mer-
cado se lleva a cabo posibilitando el derecho de
acceso a las mismas en condiciones objetivas,
transparentes y no discriminatorias. Así, los distri-
buidores suministran a los consumidores que se
encuentran a tarifa y que no han decidido pasarse
a mercado libre y permiten a otros agentes, comer-
cializadores o clientes cualificados, utilizar sus
instalaciones de distribución para suministrar a los
clientes del mercado libre. Al igual que el resto de
las actividades reguladas del sector gasista, la dis-
tribución es retribuida económicamente con cargo
a las tarifas y a los peajes que pagan los usuarios.
A continuación se muestra un cuadro resumen
(cuadro 2.5.1) con los valores de ventas de las dis-
tintas compañías distribuidoras de gas natural en el
mercado regulado, es decir a tarifa.
Si en lugar de considerar las empresas por separa-
do, se tienen en cuenta agrupaciones empresaria-
les, se comprueba que el grupo Gas Natural SDG
(formado por Gas Natural SDG, Gas Castilla y
León, Gas Castilla-La Mancha, Gas Coruña, Gas
Andalucía, Gas Galicia, Gas Navarra, Gas Murcia,
Cegas, Gas Cantabria y Gas Rioja) tiene una cuota
del 81,19 % del mercado total.
En segundo lugar se sitúa el grupo Naturgas (que
recientemente compró las participaciones de sus
asociados en las distribuidoras Bilbogas, Gas Pasaia
y Gas Hernani, del País Vasco), con una proporción
145
Gas
4 Gesa Gas suministra aire propanado.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 145
146
Gas
Empresa distribuidoraTotal Cuota del MWh mercado a tarifa
Total Grupo Gas Natural 45.054.466 81,19%
Gas Natural Distribución SDG 36.609.807 65,97%
Gas Natural Castilla León 2.233.986 4,03%
Cegas 1.347.053 2,43%
Gas Natural Andalucía 824.018 1,48%
Gas Natural Navarra 900.036 1,62%
Gas Natural Castilla-La Mancha 1.234.662 2,22%
Gas Natural Galicia 529.357 0,95%
Gas Natural Cantabria 509.945 0,92%
Gas Natural Rioja 408.573 0,74%
Gas Natural Murcia 281.424 0,51%
Gas Natural La Coruña 175.605 0,32%
Total Grupo Naturgas Energía 6.474.205 11,67%
Naturgas Energía Distribución* 5.671.581 10,22%
Gas Natural de Álava 766.678 1,38%
Tolosa Gasa 35.946 0,06%
Total Grupo Endesa 3.593.213 6,48%
Gas Aragón 1.790.031 3,23%
Gesa, S.A. 472.923 0,85%
Distribuidora Regional del Gas 452.253 0,81%
Megasa 170.214 0,31%
Gas Alicante 50.367 0,09%
Dicogexsa 657.425 1,18%
Total Grupo Unión Fenosa 348.128 0,63%
Gas Directo 348.128 0,63%
Resto 23.101 0,04%
Gas y Servicios Mérida 23.101 0,04%
Total 55.493.113 100,00%
* Bilbogas, Gas Hernani y Gas Pasaia integrados en Naturgas Energía Distribución.
Fuente: CNE, Resolución MINECO 15/7/02.
Cuadro 2.5.1. Gas suministrado a tarifa por compañía distribuidora en 2006
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 146
147
Gas
Gesa Gas
Naturgas Distribución
Gas Natural de Álava
Tolosa Gasa
Gas Natural Distribución
Gas Directo
Gas GaliciaGas Natural Distribución SDG
Gas La Coruña
Gas NaturalDistribución SDG
Naturgas DistribuciónGas Natural Cantabria
Gas NaturalDistribución SDG
Distribuidora Regional del Gas
Distribuidora Septentrional del Gas
Gas Natural Distribución SDG
Gas Natural Castilla León
Distribución y Comercializaciónde Gas de Extremadura
Gas Natural Distribución SDG
Gas y Servicios de Mérida
Gas DirectoGas Natural
Distribución SDG
Gas NaturalDistribución SDG
Gas Rioja
Gas NavarraGas Natural
Distribución SDG
Gas AragónGas Natural
Distribución SDG
Naturgas DistribuciónGas Natural
Distribución SDG
CEGASGas Alicante
Gas Natural Distribución SDGGas Castilla-La ManchaGas Natural Distribución SDG
Gas Natural MurciaGas Natural
Gas AndalucíaGas Directo
Gas Natural Distribución SDG
Meridional del Gas
Gráfico 2.5.1. Empresas de distribución que operan en cada Comunidad autónoma
Fuente: CNE.
Grupo Endesa6,48%
Grupo Unión Fenosa0,63%
GrupoNaturgas11,67%
Otros0,04%
GrupoGas Natural
81,19%
Gráfico 2.5.2. Cuota del mercado suministrado a tarifa por grupo empresarial en 2006
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 147
148
Gas
del 11,67%, seguido por las empresas que compo-
nen el grupo Endesa (Gas Aragón, Distribuidora y
Comercializadora de Gas de Extremadura, Distri-
buidora Regional de Gas, Gas Alicante, Meridional
del Gas y Gesa Gas) con un 6,48 %.
No obstante, como se ha señalado, el gas suministra-
do a tarifa no es el único gas transportado por la red
de gasoductos de distribución. Las comercializadoras
y los consumidores cualificados también utilizan las
instalaciones de los distribuidores, para suministrar a
los clientes cualificados (en la actualidad cualquier
cliente), que se hayan pasado al mercado liberalizado.
En el Anexo de este informe se presentan los sumi-
nistros realizados a tarifa por cada distribuidora, así
como el gas transportado por sus instalaciones con
destino al mercado liberalizado, especificando
grupo tarifario y grupo de peaje respectivamente.
2.6. Comercialización
2.6.1. Descripción de la actividad
Esta actividad comprende la adquisición de gas
para su venta a los consumidores cualificados u
otros comercializadores en los términos económi-
cos libremente pactados entre las partes. Para ello
acceden a las instalaciones de terceros en los tér-
minos establecidos en la Ley 34/1998, de 7 de
octubre, del Sector de Hidrocarburos, posterior-
mente desarrollados en el Real Decreto 949/2001,
de 3 de agosto.
2.6.2. Situación de la comercialización
en España
A principios del año 2007 figuraban 26 empresas
inscritas en el registro de comercializadoras. Éstas
eran las siguientes: Multiservicios Tecnológicos,
S.A., Centrica Energía, S.L. (Sociedad Uniper-
sonal), Investigación Criogenia y Gas, S.A.,
Liquid Natural Gaz, S.L., Comercializadora de
Gas Extremadura, S.A., Nexus Energía, S.A.,
Regasificación y Equipos, S.A., Bahía de Bizkaia
Electricidad, S.L., Hidrocantábrico Energía SAU,
Ingeniería y Comercialización de Gas S.A.,
Electrabel España, S.A., RWE Trading Gmbh
Sucursal en España, S.A., Repsol Comercia-
lizadora de Gas, S.A., Unión Fenosa Gas
Comercializadora, S.A, Endesa Energía, S.A., Gaz
de France Comercializadora, Gas Natural
Servicios, S.A., Gas Natural Comercializadora,
S.A., CARBOEX S.A. (Sociedad Unipersonal),
Grupo Gas Natural SDG Grupo Naturgas Resto distribuidoras
GWh
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
Tarifas A y MP Grupos 2 y 2 bis (y Tarifas B y B bis) Grupo 3 Tarifas C y D
Gráfico 2.5.3. Distribución del consumo por empresas distribuidoras y grupos de tarifa
Fuente: CNE, SIFCO.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 148
149
Gas
Unión Fenosa Comercial, S.L., Shell España, S.A.,
ENI España Comercializadora de Gas, S.A.U, BP
Gas España, S.A. (Unipersonal), Cepsa Gas
Comercializadora, S.A., Naturgas Energía Comer-
cializadora, S.A.U e Iberdrola S.A.
Desde el año 2003, todos los consumidores tienen
la consideración de consumidores cualificados.
Durante 2006, aquellos que ejercieron su opción
de suministrarse en el mercado liberalizado, bien
directamente o, en general, a través de comercia-
BP2,7%
GN Comercializadora43,2%
Endesa Energía7,8%
CEPSA3,2%
BBE2,6%
GN Servicios4,4%
Gaz de France2,0%
Iberdrola14,0%
Naturgas EnergiaComercializadora S.A.U.3,8%
UF Gas12,9%
Shell3,4%
Gráfico 2.6.1. Cuota de mercado por comercializadora en 2006
Fuente: CNE.
IncogasIberdrolaNaturgas (G. Naturcorp)Edison
Grupo Unión FenosaBBECentricaBPCepsaGrupo Endesa
Grupo Gas Natural
Shell
Gaz de France
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 2.6.2. Evolución de las cuotas de las comercializadoras en el mercado libre
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 149
150
Gas
lizadora, haciendo uso del derecho, fueron res-
ponsables del 86% del consumo total de gas.
Concretamente, supusieron un total de 336.217
GWh, mientras que el 14% restante, 55.218 GWh,
fue suministrado a través del mercado a tarifa.
Cabe destacar el número de empresas comercializa-
doras activas que han participado en el mercado libre
durante el año 2006. El grupo Gas Natural es el
grupo con mayor cuota dentro del mercado liberali-
zado, con un 48%. Otras comercializadoras, cuentan
ya con cuotas muy significativas, destacando los
grupos empresariales de Iberdrola, Unión Fenosa o
Endesa, con cuotas superiores al 5% del mercado.
2.7. La demanda y los consumidores
En este capítulo se aporta información sobre el
consumo de gas natural en España durante el año
2006, así como la evolución de la demanda con
relación a ejercicios anteriores y la evolución del
mercado liberalizado. Se incluyen las tarifas,
explicando el sistema de cálculo y la actualiza-
ción de las mismas. También se situará a España
dentro del contexto europeo, estableciendo una
comparativa de precios del gas entre diversos
países.
2.7.1. Evolución de la demanda
Demanda anual
En el año 2006 se ha registrado un consumo total
de gas natural de 391.435 GWh, con una tasa de
crecimiento del 3,5% respecto al año anterior.
En el gráfico 2.7.3 se puede apreciar, de mane-
ra conjunta, la evolución mensual de consumo
GWh/
año
Demanda real Demanda según planificación rev. 2005-2011
Ene-
98
Abr-
98
Jul-
98
Oct-
98
Ene-
99
Abr-
99
Jul-
99
Oct-
99
Ene-
00
Abr-
00
Jul-
00
Oct-
00
Ene-
01
Abr-
01
Jul-
01
Oct-
01
Ene-
02
Abr-
02
Jul-
02
Oct-
02
Ene-
03
Abr-
03
Jul-
03
Oct-
03
Ene-
04
Abr-
04
Jul-
04
Oct-
04
Ene-
05
Abr-
05
Jul-
05
Oct-
05
Ene-
06
May
-06
Sep-
06
260.000
300.000
340.000
380.000
140.000
180.000
220.000
Gráfico 2.7.1. Evolución del consumo total en el año móvil
Fuente: CNE,Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 150
151
Gas
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
GWh/
mes
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Gráfico 2.7.2. Evolución del consumo total desglosado por meses y años
Fuente: CNE, Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.
GWh/
mes
Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh) Tasa de variación en términos de año movil (%)
-4.000
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
-12
-8
-4
0
4
8
12
16
20
Ene-
99
May
-99
Sep-
99
Ene-
00
May
-00
Sep-
00
Ene-
01
May
-01
Sep-
01
Ene-
02
May
-02
Sep-
02
Ene-
03
May
-03
Sep-
03
Ene-
04
May
-04
Sep-
04
Ene-
05
May
-05
Sep-
05
Ene-
06
May
-06
Sep-
06
%
Gráfico 2.7.3. Tasa de variación (%) sobre el mismo mes del año anterior
Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 151
durante los años 1999 a 2006. Durante el año
2006 se observa la desaceleración del creci-
miento del consumo de gas respecto a períodos
anteriores, registrándose en noviembre y
diciembre de 2006 consumos de gas inferiores a
los del año previo. La explicación a esta evolu-
ción debe buscarse, entre otras causas, en unas
condiciones climatológicas más benignas que
en años precedentes, mayor hidraulicidad y
altos precios del gas respecto a períodos prece-
dentes.
Demanda punta
La demanda punta del sistema en el invierno
2006-2007 se registró el martes 30 de enero
de 2007, alcanzando la demanda de gas natural un
nuevo máximo histórico, con un consumo de
1.662 GWh/día. Dicho valor superó en un 7% el
máximo alcanzado durante el invierno 2005-2006,
el día 23 de febrero de 2006. De los 1.662 GWh,
1.089 GWh/día se destinaron al mercado
convencional (49 GWh en cisternas de GNL)
y 573 GWh/día al sector eléctrico, cuyo reparto
fue 24 GWh/día para centrales térmicas y
549 GWh/día para los CCGT. El mercado eléctri-
co supuso un tercio de la demanda total.
Estructura del mercado
La estructura tarifaria que se aplica, es una estruc-
tura basada en niveles de presión y volumen de
consumo. Se mantiene una única tarifa por uso
final, que es la de materia prima.
152
Gas
631 652762 778
938
1.1371.246
1.503 1.5521.662
1.600
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.800
16 dicINVIERNO
97-98
2 dicINVIERNO
98-99
25 eneINVIERNO
99-00
28 febINVIERNO
00-01
19 dicINVIERNO
01-02
18 febINVIERNO
02-03
2 marINVIERNO
03-04
27 eneINVIERNO
04-05
23 febINVIERNO
05-06
30 eneINVIERNO
06-07
GWh/
día
Gráfico 2.7.4. Evolución de la demanda punta
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 152
En cuanto al empleo del gas que realizan los consu-
midores, el mercado puede clasificarse en mercado
convencional y mercado de generación eléctrica. El
mercado convencional agrupa los consumos tradi-
cionales de gas, es decir, aquellos suministros desti-
nados al consumo residencial, al sector servicios y a
los procesos productivos del sector industrial
(incluida la cogeneración). Dentro del mercado de
generación eléctrica se puede distinguir entre cen-
trales térmicas convencionales y ciclos combinados.
Según el suministrador del gas se puede distinguir
entre mercado Regulado, atendido por distribuido-
res, y mercado en régimen de acceso de terceros a
la red o liberalizado, suministrado por los comer-
cializadores.
153
Gas
Unidad: TWh 2006 2004 Variación 04-05
Mercado convencional 265 257 -3%
Regulado 49 53 8%
ATR 216 204 -6%
Mercado de generación eléctrica 113 135 19%
Regulado 14 2 -83%
ATR-CCGT 99 132 34%
Total 378 391 4%
Fuente: Gestor Técnico del Sistema y CNE.
Cuadro 2.7.1. Evolución de las ventas por mercados. TWh
GeneraciónATR33,79%
ConvencionalATR
52,11%
GeneraciónRegulado0,61%
ConvencionalRegulado
13,49%
Gráfico 2.7.5. Distribución de la demanda en 2005
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 153
A continuación se recoge la evolución del mercado
convencional y del de generación eléctrica, diferen-
ciando entre mercado regulado y liberalizado.
Como ya se ha dicho, en el año 2006 se registró una
importante desaceleración del crecimiento de la
demanda de gas en España, siendo un 3,5% superior
a la del año precedente. La demanda convencional
registró un retroceso del 3%, motivado, fundamen-
talmente, por la benignidad de la climatología y la
coyuntura de altos precios de gas. Por el contrario,
el tirón en la demanda de gas con destino al sumi-
nistro de ciclos combinados, que aumentó un 34%
respecto a 2005 (incremento conseguido en la pri-
154
Gas
GWh/
día
Plantas satélite
Mercado degeneraciónATR-CCGT
Mercado degeneraciónregulado
MercadoconvencionalATR
Mercadoconvencionalregulado
1-1-
06
16-1
-06
31-1
-06
15-2
-06
2-3-
06
17-3
-06
1-4-
06
16-4
-06
1-5-
06
16-5
-06
31-5
-06
15-6
-06
30-6
-06
15-7
-06
30-7
-06
14-8
-06
29-8
-06
13-9
-06
28-9
-06
13-1
0-06
28-1
0-06
12-1
1-06
27-1
1-06
12-1
2-06
27-1
2-06
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
Gráfico 2.7.6. Demanda anual 2006
Fuente: Gestor Técnico del Sistema.
GWh/
mes
12.000
14.000
16.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre
Gráfico 2.7.7. Evolución del consumo del mercado de generación eléctrica
Fuente: Boletín oficial de Hidrocarburos y CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 154
155
Gas
mera mitad del año, donde la generación eléctrica
hidráulica fue inferior a lo habitual), posibilitó un
incremento global de la demanda.
Aunque en los últimos años, el incremento del
número de clientes se sitúa por encima de los
300.000 nuevos suministros anuales, el incremen-
to de la demanda se está impulsando en la entrada
sucesiva de nuevos ciclos combinados, hecho que
se refleja en el gráfico 2.7.7. La demanda de gas
para producción de energía eléctrica supuso un
34% de la demanda total en 2006.
Evolución del mercado liberalizado
El mercado de gas natural ha seguido un proceso
gradual de apertura. Este proceso se inició en 1999
y se ha completado el 1 de enero de 2003, momen-
to en el que todos los clientes pasaron a ser clien-
tes cualificados.
Los clientes que tienen la consideración de cuali-
ficados son aquellos que tienen derecho a elegir
libremente su suministrador, es decir, aquéllos que
pueden decidir suministrarse bien a través de la
distribuidora de su zona, bien a través de cualquier
comercializadora que opere en el mercado gasista
español, o bien directamente.
Como se puede observar en los siguientes gráfi-
cos, el cambio de los consumidores desde el mer-
cado a tarifa hacia el mercado libre ha seguido,
desde sus inicios, una tendencia claramente cre-
ciente. De hecho, en 2006, el 86% del gas comer-
cializado a clientes finales tuvo lugar en el merca-
do liberalizado.
De forma similar a las ventas de gas, el número de
clientes en el mercado libre ha seguido una trayec-
toria creciente, aunque de menor magnitud, expre-
sada en términos proporcionales. Durante los pri-
meros años, solo los grandes clientes tenían la con-
dición de elegibles. De este modo, el cambio de
algunos de ellos al mercado libre, si bien apenas
era significativo en cuanto a cuota de clientes,
tenía una repercusión apreciable en la cuota de
ventas.
A partir de 2003, con la apertura total del merca-
do, el número de clientes que comenzó a suminis-
trarse a través del mercado liberalizado se incre-
mentó notablemente, al participar en el mercado
libre también los clientes domésticos y comercia-
les de menor consumo.
El suministro al sector industrial, tanto convencio-
nal, como eléctrico, supone el 86% de los suminis-
tros totales del mercado, efectuándose un 97,7%
de dichos suministros a presión superior a 4 bar.
Los grupos tarifarios con mayor volumen de sumi-
nistro son el grupo 1 y grupo 2, con un 39,9% y
39,8%, respectivamente.
Atendiendo a escalones de consumo dentro de
cada grupo, el grupo 1.3 registra el 80,5% de los
suministros realizados a presión superior a
60 bar. En este escalón de consumo se encuentran
la mayoría de ciclos combinados.
En el grupo 2, el escalón de consumo 2.5 supone
el 38,8% de la energía suministrada. También
destaca el escalón 2.6, al que se encuentran aco-
gidos los ciclos combinados que no están en el
grupo 1.3, con un 27,4% de los suministros del
grupo 2.
En el grupo 3, doméstico–comercial, el mayor
peso en los suministros lo registra el grupo 3.2,
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 155
con un 53,8% del total. Dentro de este escalón se
encuadran, entre otros, los consumidores domésti-
cos con calefacción individual de gas. Destaca
también el grupo 3.4, con un 29,1% respecto al
grupo 3. En el escalón 3.4 se incluyen suministros
a calefacciones de comunidades de vecinos, hospi-
tales y hoteles, entre otros.
En cuanto a Comunidades Autónomas, destacan
por su consumo Cataluña y Andalucía, con un
19,5% y 18,5% respectivamente. Les siguen el
País Vasco y la Comunidad Valenciana, con un
18,8% y 10,6% respectivamente. Entre estas cua-
tro regiones suponen casi un 60% de la demanda
nacional.
156
Gas
0%0%
0% 0%3%
22% 37%35%
63%65%78%97%100%100%100%100%
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Mercado regulado Mercado liberalizado % Mercado liberalizado % Mercado regulado
Gráfico 2.7.9. Evolución de la proporción de los clientes de los mercados libre y regulado de gas.
Fuente: CNE.
GWh/
año
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
100%
0%
90% 62% 45%29%
83% 86%10%
14%17%20%
38%55%
71%80%
Mercado regulado Mercado liberalizado
Gráfico 2.7.8. Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado de gas
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 156
157
Gas
Según el número de consumidores, el grupo 3, de
suministros a doméstico comercial, es el que pre-
senta mayor número de suministros, con
6.405.820 usuarios conectados a las redes de dis-
tribución, con un porcentaje del 99,9% del total
de suministros del sistema. Dentro del grupo 3, el
mayor número de consumidores se registra en los
grupos 3.2 y 3.1, con un 54,2% y un 44,9% de los
suministros. El grupo 3.1, a pesar del número de
suministros, supone el 14,9% del gas suministra-
do en el grupo 3, al tratarse de consumidores que
emplean el gas natural únicamente para cocinar o
para agua caliente sanitaria.
Cataluña y Madrid son las Comunidades autóno-
mas que mayor número de consumidores de gas
natural tienen, con un 31,2% y 24,7% respectiva-
mente. Tras ellas, la Comunidad Valenciana
(8,3%), País Vasco (6,8%) y Castilla y León
(5,5%), superan una cuota del 5% en número de
suministros.
Dentro del sector industrial (grupos 1 y 2) el
número de consumidores que optaron por el sumi-
nistro a través de comercializadora creció hasta
diciembre del año 2004, hasta cuotas próximas al
100% en el grupo 1 y 90% en el grupo 2, en núme-
ro de consumidores. En esta fecha, los grupos 1 y
2 registraron un retroceso en el número de consu-
midores que optaron por el suministro en régimen
de ATR por la coyuntura de precios que se registró
en aquel momento.
GWh
Ene-
01Fe
b-01
Mar
-01
Abr-
01M
ay-0
1Ju
n-01
Jul-
01Ag
o-01
Sep-
01Oc
t-01
Nov-
01Di
c-01
Ene-
02Fe
b-02
Mar
-02
Abr-
02M
ay-0
2Ju
n-02
Jul-
02Ag
o-02
Sep-
02Oc
t-02
Nov-
02Di
c-02
Ene-
03Fe
b-03
Mar
-03
Abr-
03M
ay-0
3Ju
n-03
Jul-
03Ag
o-03
Sep-
03Oc
t-03
Nov-
03Di
c-03
Ene-
04Fe
b-04
Mar
-04
Abr-
04M
ay-0
4Ju
n-04
Jul-
04Ag
o-04
Sep-
04Oc
t-04
Nov-
04Di
c-04
Ene-
05Fe
b-05
Mar
-05
Abr-
05M
ay-0
5Ju
n-05
Jul-
05Ag
o-05
Sep-
05Oc
t-05
Nov-
05Di
c-05
Ene-
06Fe
b-06
Mar
-06
Abr-
06M
ay-0
6Ju
n-06
Jul-
06Ag
o-06
Sep-
06Oc
t-06
Nov-
06Di
c-06
0
2.500
5.000
7.500
10.000
12.500
15.000
17.500
20.000
22.500
25.000
27.500
30.000
32.500
35.000
37.500
40.000
42.500
Total del Mercado Mercado Liberalizado
Gráfico 2.7.10. Evolución de las ventas mensuales de gas natural del mercado liberalizado vs. totaldel mercado
Fuente: CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 157
158
Gas
Grupo 239,8%
Grupo 2E2,0%
Grupo 139,9%
Grupo MP1,5%
Grupo 313,8%
Grupo 40,8%
GNL plantas satélite2,2%
Gráfico 2.7.11. Consumo de gas en el año 2006 por grupos tarifarios
Cuadro 2.7.2. Consumo de gas en el año 2006 por grupos tarifarios
ESTRUCTURA DE TARIFAS/ESCALONES DE CONSUMOREGULADO LIBERALIZADO TOTAL
GWh GWh GWh
Grupo 1 (Presión > 60 bares) 1.161 155.175 156.336
1.1. Consumo = < 200 GWh/año
1.2. Consumo > 200 GWh/año y = < 1000 GWh/año
1.3. Consumo > 1000 GWh/año
188
952
21
1.739
21.602
131.835
1.926
22.554
131.788
Grupo 2 (Presión > 4 bares y = < 60 bares) 15.514 148.274 163.7882.1. Consumo = < 500.000 KWh/año
2.2. Consumo > 500.000 KWh/año y = < 5 GWh/año
2.3. Consumo > 5 GWh/año y = < 30 GWh/año
2.4. Consumo > 30 GWh/año y = < 100 GWh/año
2.5. Consumo > 100 GWh/año y = < 500 GWh/año
2.6. Consumo > 500 GWh/año
28
820
2.299
9.657
2.100
610
160
3.383
15.636
23.273
61.463
44.359
187
4.203
17.935
32.930
63.564
44.969
Grupo 3 (Presión = < 4 bares) 30.120 23.885 54.005
3.1. Consumo = < 5.000 KWh/año
3.2. Consumo > 5.000 KWh/año y = < 50.000 kWh/año
3.3. Consumo > 50.000 KWh/año y = < 100.000 kWh/año
3.4. Consumo > 100.000 kWh/año
4.796
16.371
699
8.255
3.263
12.701
449
7.472
8.059
29.072
1.148
15.726
Grupo 4 (Interrumpible) 3.000 0 3.000
4.1. Presión > 4 bares y = < 60 bares
4.2. Presión > 60 bares
713
2.287
0
0
713
2.287
Total Materia Prima 5.698 0 5.698
GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satelite Propia 0 8.793 8.793
TOTAL 55.493 336.127 391.620
Fuente : CNE, Resolución 15/07/2002.Nota 1: La fuente no desagrega los suministros interrumpibles del mercado liberalizado, encontrándose incluidos en los grupos 1y 2 según su presión de suministro.Nota 2: Los suministros industriales a presión inferior a 4 bar se encuentran agregados dentro del grupo 2.
Fuente : CNE
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 158
159
Gas
LiberalizadoRegulado
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
MW
h
Andalucía
AragónAsturias
Baleares
Cantabria
Castilla-L
a Mancha
Castilla y
León
Cataluña
Extremadura
Galicia
La Rioja
Madrid Murcia Navarra
País Vasc
o
Com. Valencian
aCanarias Ceuta
Melilla
Gráfico 2.7.12. Consumo de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas
Nota: En Baleares se distribuye aire propanado. Fuente : CNE Resolución 15/07/2002.
Cuadro 2.7.3. Consumo de gas en el año 2005 por Comunidades Autónomas en MWh
(En MWh) 2006
CCAA Regulado Liberalizado Total
Andalucía 5.558.430 66.774.041 72.332.472
Aragón 2.454.895 15.162.673 17.617.568Asturias 1.971.534 3.357.801 5.329.336
Baleares 472.923 3 472.926
Cantabria 738.380 7.205.430 7.943.809
Castilla-La Mancha 5.377.917 12.681.429 18.059.346
Castilla y León 3.770.633 17.511.876 21.282.509
Cataluña 11.741.411 64.642.235 76.383.646
Extremadura 694.295 497.041 1.191.336
Galicia 1.141.688 5.376.432 6.518.120
La Rioja 555.477 10.485.640 11.041.117
Madrid 8.662.638 15.355.675 24.018.312
Murcia 460.592 23.717.416 24.178.007
Navarra 1.441.158 11.254.366 12.695.524
País Vasco 4.788.670 37.550.613 42.339.283
Com. Valenciana 5.662.483 35.761.140 41.423.623
Canarias 0 0 0
Ceuta 0 0 0
Melilla 0 0 0
GNL en Cisternas para Clientes con Planta Satélite Propia 0 8.793.184 8.793.184
TOTAL 55.493.123 336.126.996 391.620.119
Nota: Baleares incluye aire propanado. Fuente: CNE. Resolución 15/07/2002.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 159
La Orden ITC/4101/2005, de 27 diciembre, introdu-
jo un calendario de supresión de las tarifas del grupo
1, desde el 1 de julio de 2006, y las tarifas 2.5 y 2.6,
desde el 1 de enero de 2007. Esto supuso que el total
de suministros a tarifa del grupo 1 pasaron a régimen
de ATR a mediados de 2006, como se puede obser-
var en el gráfico. La totalidad de las tarifas del grupo
2 se suprimen desde el 1 de julio de 2007, fecha a
partir de la cual, la totalidad del consumo industrial
se suministrará en el mercado de ATR.
El grupo 3 presenta un crecimiento continuado
desde el año 2003, cuando se abrió la liberaliza-
ción al mercado doméstico comercial.
160
Gas
Cuadro 2.7.4. Número de consumidores de gas en el año 2006 por grupos tarifarios
ESTRUCTURA DE TARIFAS/ESCALONES DE CONSUMO2006
M. Regulado M. Liberalizado Total
Grupo 1 (Presión > 60 bares)
1.1. Consumo = < 200 GWh/año
1.2. Consumo > 200 GWh/año y = < 1000 GWh/año
1.3. Consumo > 1000 GWh/año
18 18
39 39
48 48
TOTAL GRUPO 1 0 105 105
Grupo 2 (Presión > 4 bares y = < 60 bares)2.1. Consumo = < 500.000 KWh/año
2.2. Consumo > 500.000 KWh/año y = < 5 GWh/año
2.3. Consumo > 5 GWh/año y = < 30 GWh/año
2.4. Consumo > 30 GWh/año y = < 100 GWh/año
2.5. Consumo > 100 GWh/año y = < 500 GWh/año
2.6. Consumo > 500 GWh/año
183 530 713291 1.618 1.909263 1.215 1.478246 401 64710 304 3141 33 34
TOTAL GRUPO 2 994 4.101 5.095
Grupo 3 (Presión = < 4 bares)
3.1. Consumo = < 5.000 KWh/año
3.2. Consumo > 5.000 KWh/año y = < 50.000 kWh/año
3.3. Consumo > 50.000 KWh/año y = < 100.000 kWh/año
3.4. Consumo > 100.000 kWh/año
2.005.518 870.290 2.875.808
2.001.541 1.473.223 3.474.764
12.324 7.690 20.014
22.076 13.158 35.234
TOTAL GRUPO 3 4.014.459 2.364.361 6.405.820
Grupo 4 (Interrumpible)
4.1. Presión > 4 bares y = < 60 bares
4.2. Presión > 60 bares
5 5
5 5
TOTAL GRUPO 4 0 10 10
Materia Prima 3 0 3
TOTAL GENERAL 4.042.456 2.368.577 6.411.033
Fuente: CNE Resolución 15/07/2002.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 160
161
Gas
Cuadro 2.7.5. Número de consumidores de gas en el año 2006 por Comunidades Autónomas
2006 Consumidorespor 100 hab.CCAA M. Regulado M. Liberalizado TotaL
Andalucía 222.450 93.836 316.286 4
Aragón 124.511 46.384 170.894 13
Asturias 120.873 64.084 184.957 17
Baleares 88.449 1 88.450 9
Cantabria 95.137 43.815 138.952 24
Castilla-La Mancha 92.649 57.989 150.638 8
Castilla y León 206.636 142.864 349.500 14
Cataluña 1.198.691 799.648 1.998.339 28
Extremadura 44.367 902 45.269 4
Galicia 114.132 59.995 174.127 6
La Rioja 38.118 23.386 61.504 20
Madrid 1.056.454 528.254 1.584.708 26
Murcia 53.405 24.409 77.814 6
Navarra 61.649 40.272 101.921 17
País Vasco 203.085 231.709 434.794 20
Com. Valenciana 321.841 211.038 532.879 11
Canarias 0 0 0 0
Ceuta 0 0 0 0
Melilla 0 0 0 0
TOTAL 4.042.447 2.368.586 6.411.033 14
Fuente: CNE. Resolución 15/07/2002.
Grupo I Grupo II Grupo III
Porc
enta
je d
e cl
ient
es e
n m
erca
do li
bera
lizad
o
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
feb-
02
abr-
02
jun-
02
ago-
02
oct-
02
dic-
02
feb-
03
abr-
03
jun-
03
ago-
03
oct-
03
dic-
03
feb-
04
abr-
04
jun-
04
ago-
04
oct-
04
dic-
04
feb-
05
abr-
05
jun-
05
ago-
05
oct-
05
dic-
05
feb-
06
abr-
06
jun-
06
ago-
06
oct-
06
dic-
06
Gráfico 2.7.13. Evolución del número de clientes del mercado liberalizado según el grupo al que pertenezcan
Fuente : CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 161
Evolución del número total de clientes
El número total de consumidores de gas natural
creció desde los 6.053.492 registrados en 2005 a
los 6.411.033 registrados en 2006, lo que repre-
senta un crecimiento porcentual del 5,9%. El
número de consumidores industriales se ha estabi-
lizado en las cotas alcanzadas en el año 2004. Este
crecimiento se fundamenta en el mayor número de
suministros doméstico-comerciales. Los suminis-
tros al mercado industrial se mantienen en cotas
similares a los años 2004 y 2005.
162
Gas
2.1802.402 2.522
2.647 2.721 2.9243.239
3.5683.772 4.077 4.198
4.6014.930
5.3005.653
6.4066.041
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Mile
s de
con
sum
idor
es
Gráfico 2.7.14. Evolución del número de clientes domésticos y comerciales
Fuente: Sedigas, CNE.
Cons
umid
ores
1.93 2.05 2.19 2.352.56
2.772.98
3.213.48
3.84
4.404.64
5.11 5.17 5.21 5.21 5.21
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
01993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20041991 1992 20031990 2005 2006
Gráfico 2.7.15. Evolución del número de clientes industriales
Fuente: Sedigas, CNE
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 162
La contracción en el número de consumidores
industriales para demanda no eléctrica en los últi-
mos tres años se ha producido a pesar del incre-
mento en el número de municipios que disponen
de suministro de gas natural canalizado, que en
2006 ascendía a 1.248 municipios, 142 más que en
2004. Previsiblemente, la llegada de gas natural
canalizado a nuevos municipios debería ampliar el
número suministros al mercado industrial, ya que
dispondría de acceso a mayor número de polígo-
nos industriales.
2.7.2. Los precios del gas natural
Los precios del gas natural en España
El Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de
Medidas Urgentes de Intensificación de la
Competencia en Mercados de Bienes y Servicios,
en su artículo 8, determinó que el Gobierno,
mediante Real Decreto, aprobaría un sistema eco-
nómico integrado del sector de gas natural, que
modificaría el sistema vigente hasta entonces de
cálculo de las tarifas industriales de gas natural
basado en energías alternativas, por un sistema
basado en costes.
El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el
que se regula el acceso de terceros a las instalacio-
nes gasistas y se estableció un sistema económico
integrado del sector de gas natural, en su capítu-
lo IV, introdujo los criterios generales para la
determinación de las tarifas, peajes y cánones, los
elementos para el cálculo de dichos precios regu-
lados y las nuevas estructuras de tarifas de venta,
peajes y cánones de gas natural.
Las tarifas, peajes y cánones correspondientes a
las nuevas estructuras del Real Decreto 949/2001
entraron en vigor el 15 de febrero de 2002,
momento en el que los valores de dichos precios
regulados fueron establecidos por las Órdenes
163
Gas
N d
e m
unic
ipio
s
746
876948
1.0161.061
1.1061.158
1.2041.248
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
01998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 2006
Gráfico 2.7.16. Evolución del número de municipios con suministro de gas natural o manufacturado
Fuente: Sedigas, CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 163
ECO/302/2002 para las tarifas de venta y
ECO/303/2002 para los peajes y cánones de gas
natural.
Cabe señalar que en los apartados dos, tres, cua-
tro, cinco, seis y siete del artículo 2 del Real
Decreto 942/2005, de 29 de julio, por el que se
modifican determinadas disposiciones en mate-
ria de hidrocarburos, se introdujeron modifica-
ciones al articulado del Real Decreto 949/2001
encaminadas a adelantar al 1 de enero de cada
año la fecha límite de la publicación de las Órde-
nes Ministeriales que regulan el régimen econó-
mico del sector de gas natural, con el fin de
hacer coincidir los períodos de cobros de las
nuevas tarifas, peajes y cánones con el período
correspondiente a la retribución.
La Orden ITC/4100/2005, de 27 de diciembre,
estableció los precios de los peajes y cánones a
aplicar a partir del 1 de enero de 2006. Esta
Orden introdujo el peaje de duración inferior a
12 meses, el peaje interrumpible, el peaje de
tránsito internacional e incorporó los peajes de
transporte y distribución denominados «2.bis»
aplicables a consumidores industriales suminis-
trados a menos de 4 bar y consumo anual igual
o superior a 200.000 kWh/año. Por otra parte, la
Orden ITC/4101/2005 estableció los precios de
las tarifas de venta y revisó la fórmula del coste
unitario de la materia prima (Cmp) a aplicar a
partir del 1 de enero de 2006. En esta orden se
incorporaron las tarifas de venta denominadas
«2.bis» y se procedió a la eliminación de las
tarifas del grupo 1, subgrupos 2.5 y 2.6 del
grupo 2 y tarifas del grupo 4, por lo que se esta-
blecieron distintas tarifas de carácter transitorio
para los consumidores acogidos a las tarifas
anteriores.
A continuación se analiza la evolución de los valo-
res de las tarifas de venta, los peajes y los cánones
de gas natural, registrada en 2006.
Tarifas de gas natural y gases manufacturados
por canalización y alquiler de contadores
El 27 de diciembre de 2005 se publicó la Orden
ITC/4101/2005 por la que se establecieron las tarifas
de gas natural y gases manufacturados por canaliza-
ción, alquiler de contadores y derechos de acometi-
da para los consumidores conectados a redes de
presión de suministro igual o inferior a 4 bar.
El artículo 3 de la Orden ITC/4101/2005 incluyó
la nueva fórmula del Cmp. Al respecto, cabe
señalar que se han mantenido los tres escalones
en función del crudo Brent utilizadas en las fór-
mulas aplicadas en 2004 y 2005. No obstante, se
han modificado tanto las ponderaciones de los
productos derivados del petróleo, como las refe-
rencias utilizadas. En particular, se ha eliminado
en la fórmula el término referido al Brent_Spot.
En la nueva fórmula incluida en la Orden
ITC/4101/2005, esta referencia únicamente se
utiliza para determinar los escalones y la fórmu-
la a aplicar en cada caso.
El coste unitario de la materia prima en enero de
2006 ascendió a 0,020213 euros/kWh, aumentan-
do un 14,07% respecto al valor fijado en la Orden
ITC/3321/2005, de 25 de octubre. Este aumento se
debió, por una parte, a la modificación del térmi-
no fijo de la fórmula de actualización del Cmp res-
pecto a la fórmula establecida en la Orden
ITC/104/2005 y, por otra parte, a una subida en las
cotizaciones del Brent, gasóleos y fuelóleos supe-
rior al 5% respecto a los valores publicados en
octubre de 2005.
164
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 164
El coste unitario de la materia prima (Cmp) se
revisa en los meses de enero, abril, julio y octubre
de cada año, de acuerdo con la fórmula definida
anualmente en la Orden de tarifas de venta. Las
tarifas de venta se modifican siempre que el valor
del nuevo Cmp exceda al alza o a la baja el 2% del
valor del último Cmp publicado. Asimismo, en el
artículo 6 de la Orden ITC/4101/2005 se modificó
el coeficiente que relaciona la variación del Cmp y
la actualización de los términos de energía de las
tarifas de venta respecto al valor fijado en la Orden
ITC/104/2005. En particular, este coeficiente se
fijó en 1,014800 en la Orden ITC/4101/2005, dis-
minuyendo un 1,01% respecto al valor establecido
en la Orden ITC/104/2005.
En cumplimiento con lo establecido en dicha
Orden en lo relativo a la variación de las tarifas de
venta a partir de la revisión trimestral del valor del
Cmp, cabe señalar que durante el año 2006 no se
publicó ninguna Resolución en la que se hicieran
públicas las tarifas de suministro de gas natural, el
coste unitario de la materia prima y el precio de
cesión, debido a que la variación del Cmp en el
momento de cada una de las revisiones estuvo
comprendida dentro del rango del + 2%.
En particular, el cálculo del valor del Cmp en el
mes de abril, de acuerdo con la fórmula definida
en el artículo 3 de la Orden ITC/4101/2005,
supuso una variación del mismo respecto al valor
publicado en dicha Orden ITC/4101/2005, sin
incluir las desviaciones del ejercicio 2005 del
coste real de la materia prima para el suministro
de gas para su venta a tarifa, de un -0,24%, debi-
do al efecto de dos factores de signo contrario.
Por un lado, se produjo una apreciación del euro
frente al dólar y una caída de las cotizaciones del
gasóleo y por otro, una subida en las cotizaciones
del fueloil tanto con 1% de azufre como con
3,5% de azufre.
El cálculo del valor del Cmp en el mes de julio
supuso una variación del mismo respecto al valor
publicado en la Orden ITC/4101/2005, sin incluir
las desviaciones del ejercicio 2005 del coste real
de la materia prima para el suministro de gas para
su venta a tarifa, de un –0,33%, debido al efecto de
dos factores de signo contrario. Por un lado, se
produjo una subida en las cotizaciones de todas las
variables que integran la fórmula del Cmp, esto es,
del gasoil con 0,2% de azufre y del fueloil con 1%
y 3,5 % de azufre, y, por otro lado, se produjo una
apreciación del euro frente al dólar, que compen-
saba la subida de los productos incluidos en la fór-
mula de revisión del Cmp.
Finalmente, el cálculo del valor del Cmp en el
mes de octubre supuso una variación del mis-
mo respecto al valor publicado en la Orden
ITC/4101/2005, sin incluir las desviaciones del
ejercicio 2005 del coste real de la materia prima
para el suministro de gas para su venta a tarifa,
de un 0,11%, debido a que se produjo una subi-
da en las cotizaciones de todas las variables que
integran la fórmula del Cmp que fue compensa-
da por una apreciación del euro frente al dólar
(véase gráficos 2.7.2.1 y 2.7.2.2).
En el gráfico 2.7.2.3. se muestra la evolución del
coste unitario de la materia prima registrada en
2006 y el precio del gas en diferentes mercados spot
en Europa y EE.UU. Asimismo, derivado de la evo-
lución de las cotizaciones internacionales que sir-
ven para actualizar la fórmula del coste de la mate-
ria prima (Cmp) según la Orden ITC/4101/2005, y
como una referencia de la evolución del precio del
gas, el valor del Cmp se situó en 20,213 €/MWh
165
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 165
166
Gas
Gráfico 2.7.2.2. Evolución mensual del Tipo de Cambio $/€
Fuentes: Paws y CNE
Gráfico 2.7.2.1. Evolución mensual de las cotizaciones del crudo y productos
Fuentes: Paws y CNE.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 24/10/07 11:05 Página 166
durante todo el año 2006. Se observa que desde
mayo de 2006 el Cmp muestra valores superiores a
los de los mercados internacionales analizados.
En cuanto a las variaciones registradas en los tér-
minos de facturación de las tarifas de venta publi-
cadas en la Orden ITC/4101/2005 respecto a
los publicados en la Orden ITC/3321/2005 de
25 de octubre, cabe destacar que la Orden
ITC/4101/2005 estableció una serie de cambios
en las tarifas de venta que han de ser tenidos en
cuenta a la hora de realizar estas comparaciones.
Por una parte, la Orden ITC/4101/2005 en su artícu-
lo 17 incorporó las tarifas de venta, denominadas
«2.bis», que son aplicables a consumidores industria-
les que con anterioridad a la entrada en vigor de la
Orden ECO/302/2002, estuviesen conectados a gaso-
ductos a presión inferior o igual a 4 bar, con un con-
sumo anual o superior a 200.000 kWh/año.
Por otra parte, la Orden ITC/4101/2005 eliminó
las tarifas del Grupo 1, subgrupos 2.5 y 2.6 del
Grupo 2 y las del Grupo 4 y estableció las siguien-
tes tarifas con carácter transitorio:
• Tarifas transitorias «A» para los clientes a los
que a 31 de diciembre de 2005 se les estuviera
aplicando las tarifas del Grupo 1. Estas tarifas
se aplicaron hasta el 30 de junio de 2006.
• Tarifas transitorias «B» para los clientes a los que
a 31 de diciembre de 2005 se les estuviera apli-
cando las tarifas 2.5 y 2.6. Estas tarifas se aplica-
ron hasta el 31 de diciembre de 2006. Lo mismo
ocurre para los clientes a los que es de aplicación
167
Gas
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Prec
io d
el g
as (
€/M
Wh)
Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06
TTF (Holanda) CmpHenry Hub (EE.UU.) NBP (UK)
Gráfico 2.7.2.3 Evolución del Cmp y de precios del gas natural en mercados spot en 2006.
Fuente: Platts, World Gas Intelligence y Orden ITC/4101/2005.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:25 Página 167
el artículo 17 de la Orden ITC/4101/2005, esto
es, se crearon las tarifas transitorias «B bis» que
se aplicaron hasta el 31 de diciembre de 2006.
• Se creó una tarifa transitoria «C» para las cen-
trales de generación eléctrica a las que a 31 de
diciembre de 2005 se les estuviera aplicando
168
Gas
Cuadro 2.7.2.1. Variación de las Tarifas de venta en enero de 2006 respecto a los de octubre de 2005
TARIFAS DE VENTA
Orden ITC/4101/2005Tasa de variación de la
Orden ITC/4101/2005 sobre Orden ITC 3321/2005
(€/cliente)/mes
(€/kWh/día)/mes
€/kWh(€/cliente)
/mes (%)
(€/kWh/día)/mes
(%)
€/kWh (%)
Grupo 3 (Presión ≤ 4 bar)3.1. C(1) < 53.2. 5 < C ≤ 503.3. 50 < C ≤ 1003.4. C > 100
2,395,34
41,4061,77
0,0482840,0411980,0325440,030100
4,37%4,30%4,26%4,25%
4,26%4,26%4,26%4,26%
Grupo 2 (4<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.(2) 100.000 < C ≤ 500.0002.6.(2) C > 500.000
135,07135,07
0,0374600,0374600,0481630,0454870,0428110,040671
0,0218640,0218520,0216340,0215400,0214360,021341
10,76%10,76%
10,76%10,76%10,76%10,75%10,75%10,75%
10,75%10,76%10,76%10,76%10,76%10,75%
Grupo 2 bis (Art. 17 Orden ITC/4101/2005)
2.1. C ≤ 5002.2. 500 < C < 5.0002.3. 5.000 < C ≤ 30.0002.4. 30.000 < C < 100.0002.5.(3) 100.000 < C ≤ 500.0002.6.(3) C > 500.000
135,62136,52
0,0376120,0378620,0487580,0461500,0434620,041289
0,0219530,0220870,0219010,0218530,0217610,021666
11,21%11,95%
11,21%11,94%12,12%12,37%12,44%12,44%
11,21%11,95%12,12%12,37%12,44%12,44%
Grupo 4 Interrumpible (4<P ≤ 60 bar)(4) 0,023063 11,09%
Grupo 1 Firme (P > 60 bar)(5)
1.1. C < 200.0001.2. 200.000 < C < 1.000.0001.3. C > 1.000.000
0,0427450,0393720,037121
0,0213010,0211820,021182
10,82%10,82%10,82%
10,82%10,82%10,82%
Grupo 4 Interrumpible (P>60bar)(4) 0,022440 11,10%
(1) Consumo anual en MWh.(2) Tarifas transitorias «B» en 2006.(3) Tarifas transitorias «B.bis» en 2006.(4) Tarifas transitorias «C» y «D» en 2006.(5) Tarifas transitorias «A» en 2006.
Fuentes: Orden ITC/3321/2005 y Orden ITC/4101/2006
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 168
169
Gas
las tarifas del Grupo 4. Estas tarifas se aplicaron
hasta el 31 de marzo de 2006.
• Se estableció una tarifa transitoria «D» para los
consumidores que no fueran centrales de gene-
ración eléctrica y a las que a 31 de diciembre de
2005 se les estuviera aplicando cualquiera de
las tarifas del Grupo 4. Estas tarifas se aplica-
ron hasta el 30 de junio de 2006.
En el cuadro 2.7.2.1 se muestran los valores de las
tarifas de venta establecidas en la Orden
ITC/4101/2005, así como las tasas de variación
respecto a los valores de la Orden ITC/3321/2005.
Se observa que todas las tarifas de venta experi-
mentaron incrementos significativos. Excepto
las tarifas del grupo 3, aplicadas en mayor medi-
da a consumidores domésticos (tarifas 3.1 y
3.2), que experimentaron un aumento del
4,26%, el resto de tarifas registraron incremen-
tos superiores al 10%. Las tarifas transitorias
«B.bis» (presión inferior a 4 bar) son las que
experimentaron los mayores aumentos (12,44%)
respecto a los valores de las tarifas del grupo 2
publicados en la Orden ITC/3321/2005 para el
año 2005, seguidas de las tarifas transitorias
«C» y «D», correspondientes a centrales de
generación eléctrica y consumidores respectiva-
mente, a los que se les estuviera aplicando las
tarifas del grupo 4 en 2005, cuyo aumento fue
del 11,10%. Cabe señalar que, con la excepción
de las tarifas 3.1 y 3.2, las variaciones tarifarias
se trasladaron de forma uniforme, tanto a los
términos fijos, como a los términos variables de
cada una de las tarifas.
En el cuadro 2.7.2.2 se muestra la participación en
el mercado regulado y liberalizado del consumo y
del número de clientes en 2005 y 2006. Se obser-
va un ligero incremento en el peso del mercado
liberalizado en el consumo total en el año 2006
respecto al año anterior, aumentando su participa-
ción en términos de consumo del 79,7% en 2005 al
85,1% en 2006. La reducción del peso del merca-
do regulado en el consumo total se ve acompañada
también por una disminución del consumo en tér-
minos absolutos siendo el consumo registrado en
el mercado regulado en 2006 un 9,1% inferior al
de 2005.
En el cuadro 2.7.2.3. se muestra información del
consumo y de los valores medios de facturación de
clientes en el mercado regulado en 2006.
Cuadro 2.7.2.2. Número de clientes y consumo en mercado regulado y liberalizado. Años 2005 y 2006
2006 2005%variación06 sobre 05
Nº clientes % s/totalConsumo
% s/total Nº clientes % s/totalConsumo
% s/total Nº clientes Consumo(GWh) (GWh)
Mercado regulado 4.042.802 63,1% 55.898 14,9% 4.052.739 69,6% 61.503 17,1% -0,2% -9,1%
Mercado liberalizado 2.368.794 36,9% 318.944 85,1% 1.769.124 30,4% 298.611 82,9% 33,9% 6,8%
TOTAL 6.411.596 100,0% 374.842 100,0% 5.821.863 100,0% 360.114 100,0% 10,1% 4,1%
Fuente: CNE - Resolución 15/07/2002 y Liquidación 14/2006.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 169
El gráfico 2.7.2.4. muestra la composición del
consumo por grupos tarifarios durante los años
2005 y 2006. El Grupo 3, con un 52,7% del con-
sumo registrado en 2006, es el colectivo de con-
sumidores con mayor peso en el mercado regu-
lado. Es importante señalar que la desaparición
de las tarifas del grupo 1, tarifas 2.5 y 2.6 del
grupo 2 y tarifas del grupo 4 (interrumpibles) a
lo largo de 2006 ha alterado el peso relativo de
cada tarifa en el consumo total del mercado
regulado.
La pérdida de peso del grupo interrumpible (del
23,7% en 2005 al 5,4% en 2006) y del grupo 1
(del 3,6% en 2005 al 2,1% en 2006) en el mer-
cado regulado ha sido compensada por un
aumento de peso del grupo 2, que pasa de supo-
ner un 5% del consumo total en 2005 a un
25,5% en 2006.
Por otra parte, los clientes pertenecientes al Grupo
2.bis han visto aumentada su participación en el
mercado regulado. El consumo de este colectivo
170
Gas
Cuadro 2.7.2.3. Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media (c€/kWh) de clientes en elmercado regulado. Año 2006
(1) Tarifas transitorias «B.bis» en 2006.(2) Tarifas transitorias «B» en 2006.(3) Tarifas transitorias «A» en 2006.(4) Tarifas transitorias «C» y «D» en 2006.
Fuente: CNE - liquidación 14/2006.
N.º clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio %variación sobre año ant.Tarifa (diciembre 06) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes Consumo
Grupo 3 3.1. 2.005.568 4.969 8,9% 295.986 5,96 1,9 -15,5%(Presión ≤ 4 bar) 3.2. 2.001.590 16.760 30,0% 816.178 4,87 -2,7 -19,0%
3.3. 12.326 736 1,3% 29.830 4,05 8,2 -4,0%3.4. 22.079 7.003 12,5% 225.458 3,22 40,4 3,3%
Grupo 2 bis 2.1. 70 10 0,0% 358 3,43 2,9 -23,9%(Art. 17 Orden 2.2. 143 150 0,3% 3.833 2,56 57,1 10,1%ITC/4101/2005) 2.3. 65 665 1,2% 16.931 2,55 140,7 96,9%
2.4. 27 991 1,8% 24.456 2,47 350,0 538,7%2.5.(1) 1 491 0,9% 11.684 2,38 -66,7 -25,2%
Grupo 2 2.1. 214 24 0,00% 864 3,57 23,7 -2,6%(4 < P ≤ 60 bar) 2.2. 274 302 0,5% 7.682 2,55 62,1 33,8%
2.3. 209 2.237 4,0% 55.789 2,49 480,6 528,1%2.4. 223 9.391 16,8% 228.319 2,43 869,6 1.747,9%2.5.(2) 9 1.690 3,0% 39.593 2,34 -10,0 2,2%2.6.(2) 1 610 1,1 13.942 2,26 0,0 103,3%
Grupo 1 1.1. - 188 0,3% 4.464 2,38 -100,0 9,1%(P > 60 bar)(3) 1.2. - 951 1,7% 21.611 2,27 -100,0 -51,9%
1.3. - 21 0,0% 474 2,29 -100,0 -76,2%
Interrumplibles (4) 4 < P ≤ 60 - 707 1,3% 16.382 2,32 -100,0 -84,4%P > 60 - 2.304 4,1% 51.697 2,24 -100,0 -77,1%
MATERIAS PRIMAS 3 5.698 10,2% 111.503 1,96 0,0 -8,1%
TOTAL 4.042.802 55.898 100,0% 1.977.033 3,54 -0,2 -9,1%
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 170
ascendió a 2.307 GWh en 2006, lo que representa
el 4,1% del consumo en mercado regulado, frente
al 2,1% registrado en 2005.
Finalmente, la participación de los consumidores
acogidos a la tarifa de Materia Prima en el merca-
do regulado no ha variado en 2006 respecto a
2005, constituyendo un 10% del consumo total.
En el gráfico 2.7.2.5 se muestran los precios
medios por tarifa de venta en el año 2006. Se
observa que el precio medio más elevado corres-
ponde al de los consumidores domésticos acogi-
do a la tarifa 3.1 (presión inferior o igual a 4
bares y consumo anual inferior o igual a 5 GWh),
que ascendió a 5,96 c€/kWh. Por el contrario, el
precio medio más bajo registrado en 2006 (1,96
171
Gas
Interrumpibles5,4%
Grupo 12,1%
Grupo 225,5%
Grupo 355,5%
Interrumpibles23,7%
Materia prima10,1%
Grupo 13,6%
Año 2005Materia prima
10,2%
Año 2006
Grupo 2.bis4,1%
Grupo 352,7%
Grupo 25,0%
Grupo 2.bis2,1%
Gráfico 2.7.2.4. Distribución porcentual del consumo por grupos tarifarios en el mercado regulado.
Años 2005 y 2006
Fuente: CNE - liquidación 14/2006.
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
cent
€/k
Wh
Grupo 2.bis
2.32.1e 2.2e 2.4e 2.5e2.3e
5,96
4,87
4,05
3,22 3,43
2,56 2,55 2,47 2,38
3,57
2,55 2,49 2,43 2,34 2,29 2,38 2,27 2,29 2,32 2,24 1,96
Materiaprima
Grupo 3 (P ≤ 4 bar) Grupo 2 (4 < P ≤ 60 bar) Grupo 1 (P < 60 bar) 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 > 60bar
3.2 3.3
Gráfico 2.7.2.5. Precio medio por tarifa de venta (c€/kWh). Año 2006
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 171
c€/kWh) correspondió a los clientes acogidos a la
tarifa de materia prima, tarifa por uso vigente
hasta el 31 de diciembre de 2009 según la Orden
ECO/33/20041.
Respecto a la tarifa para suministros de gas natural
para su utilización como materia prima cabe señalar
que será de aplicación hasta el 31 de diciembre de
2009, de acuerdo con lo establecido en la Orden
ECO/33/2004, en el punto 1.4.1 del Anexo I de la
Orden de 30 de septiembre de 1999 y en las modi-
ficaciones introducidas en la Orden de 28 de mayo
de 2001. En dicha normativa se estableció que men-
sualmente se procedería a la publicación mediante
Resolución de los precios máximos de venta de gas
natural para su uso como materia prima.
Durante el año 2006 se publicaron mensualmen-
te por Resoluciones los valores correspondien-
tes a dicha tarifa. En el gráfico 2.7.2.6 se
muestra la evolución mensual de los precios
máximos de venta de gas natural para uso como
materia prima desde enero a diciembre de 2006.
Cabe señalar el comportamiento estable de la
tarifa de materia prima observado durante el
2006, situándose en valores próximos al coste
de la materia prima (Cmp), que ascendió a
2,0213 cent€/kWh y ha permanecido constante
durante el 2006.
172
Gas
2,20
2,00
1,80
1,60
1,40
1,00
cent
€/k
Wh
Tarifa materia prima Cmp = 2,0213
Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06
1,7286
1,9317 1,9344
2,0224 2,0261 2,0257 2,0279 0,272 0,0225
1,94751,9414
1,9355
Gráfico 2.7.2.6. Precio del Cmp y de la tarifa de materia prima (c€/kWh). Año 2006
Fuentes: Orden ITC/4101/2005 y Resoluciones mensuales por las que se hace público los precios máximos de ventade gas natural para uso como materia prima.
1 Hasta la publicación de la Orden ECO/33/2004, de 15 deenero, la tarifa de materia prima era de aplicación hasta el 31 de diciembre del año 2004, según la Orden ECO/302/2002.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 172
173
Gas
Peajes y cánones asociados al acceso de terceros
a las instalaciones gasistas
El Real Decreto 949/2001 determinó la nueva
estructura del peaje de regasificación, de los pea-
jes de transporte y distribución, del canon de alma-
cenamiento subterráneo y del canon de almacena-
miento de GNL.
Cabe señalar que en los peajes de transporte y dis-
tribución se distinguieron dos componentes, uno
de entrada al sistema gasista o de reserva de capa-
cidad, y el peaje de conducción, con la misma
estructura por niveles de presión y tramos de con-
sumo anual que las tarifas de venta de gas natural,
lo que permite realizar una comparación coheren-
te entre los clientes en el mercado regulado y en el
mercado liberalizado por niveles de presión y tra-
mos de consumo anual.
La Orden ITC/4100/2005 determinó los valores de
los peajes y cánones asociados al acceso a terceros
a las instalaciones gasistas para 2006 e incluyó los
siguientes aspectos diferenciales respecto a los
peajes y cánones vigentes establecidos en la Orden
ITC/103/2005:
En primer lugar, la Orden ITC/4100/2005 introdujo
por primera vez los peajes de duración inferior a 12
meses. Para el cálculo de los peajes aplicables a con-
tratos de duración inferior a 365 días, se multiplican
el término de reserva de capacidad, el término de
peaje de regasificación y el término fijo del peaje de
conducción por una serie de coeficientes.
En segundo lugar, en el artículo 12 de la Orden
ITC/4100/2005 se introdujo por primera vez el
peaje interrumpible. Según esta modalidad de con-
trato, el cliente interrumpirá su consumo de gas
ante solicitudes del Gestor Técnico del Sistema en las
condiciones que se establecieron en dicho artículo.
Se determinó que la duración mínima de este con-
trato sería de 12 meses prorrogables en función de
las necesidades zonales.
En tercer lugar, se estableció el peaje de tránsito
internacional, aplicable al servicio de transporte de
gas natural con destino a una conexión internacio-
nal y con origen en otra conexión internacional,
una conexión con un yacimiento o una planta de
regasificación.
Por último, la Orden ITC/4100/2005 incorporó los
peajes de transporte y distribución (términos de
conducción) denominados «2.bis», aplicables a los
consumidores industriales que con anterioridad a
la entrada en vigor de la Orden ECO/302/2002, de
15 de febrero, estuviesen conectados a gasoductos
a presión inferior o igual a 4 bar, con un consumo
anual igual o superior a 200.000 kWh/año, que
podrán solicitar a su distribuidor la conexión a pre-
siones superiores a 4 bar.
El cuadro 2.7.2.4 muestra los precios de los peajes
de regasificación, de transporte de GNL a buques y
de transporte y distribución firme, así como los de
distintos cánones de acceso establecidos en la Orden
ITC/4100/2005 para el año 2006. En este cuadro se
establecieron también las variaciones experimenta-
das por los precios de los peajes y cánones en 2006
respecto a los precios de los peajes y cánones de la
Orden ITC/103/2005 para el año 2005.
Se observa que, a diferencia de años anteriores, los
precios establecidos no fueron el resultado de apli-
car variaciones homogéneas en todos los peajes y
cánones vigentes. En particular, el cánon de alma-
cenamiento de GNL aumentó un 10%, el peaje de
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 173
trasvase de GNL a buques aumentó un 13,5%, el
peaje de regasificación registró una variación nula,
y los términos de facturación del peaje de trans-
porte y distribución firme y del cánon de almace-
namiento subterráneo disminuyeron en torno al
1,3% respecto a los establecidos en la Orden
ITC/103/2005.
En el cuadro 2.7.2.5 se muestran los precios de los
peajes de transporte y distribución interrumpibles
174
Gas
Cuadro 2.7.2.4. Peajes y cánones de acceso. Año 2006
Fuentes: Órdenes ITC/4100/2005 y ITC/103/2005.
Orden ITC/4100/2005 Tasa de variación de la Orden ITC/4100/2005 sobre Orden ITC/103/2005
€/cliente/mes €/(kWh/dia)/mes €/kWh €/cliente/mes% €/(kWh/dia)/mes % €/kWh %
PEAJE DE REGASIFICACIÓN 0,014662 0,000087 0,00% 0,00%PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓNReserva de capacidad 0,006625 -1,30%Término de conducciónGrupo 3 (Presión ≤ 4 bares)
3.1. C(1) < 5 2,14 0,024211 -1,38% -1,30%3.2. 5 < C ≤ 50 4,79 0,017942 -1,24% -1,30%3.3. 50 < C < 100 37,08 0,009935 -1,30% -1,30%3.4. C > 100 55,34 0,007813 -1,30% -1,30%
Grupo 2.bis (4 < P ≤ 60 bares)2.1.bis C ≤ 500 0,164183 0,0012542.2.bis 500 < C ≤ 5.000 0,044563 0,0010012.3.bis 5.000 < C ≤ 30.000 0,030968 0,0008602.4.bis 30.000 < C ≤ 100.000 0,029816 0,0008102.5.bis 100.000 < C ≤ 500.000 0,028046 0,0007262.6.bis C > 500.000 0,025799 0,000630
Grupo 2 Firme (4 < P ≤ 60 bar)2.1. C ≤ 500 0,154578 0,001181 -1,30% -1,34%2.2. 500 < C ≤ 5.000 0,041956 0,000942 -1,30% -1,26%2.3. 5.000 < C ≤ 30.000 0,027471 0,000763 -1,30% -1,29%2.4. 30.000 < C ≤ 100.000 0,025174 0,000684 -1,30% -1,30%2.5. 100.000 < C ≤ 500.000 0,023142 0,000599 -1,30% -1,32%2.6. C > 500.000 0,021288 0,000520 -1,30% -1,33%
Grupo 1 Firme (P > 60 bar)1.1. C ≤ 200.000 0,021111 0,000517 -1,30% -1,34%1.2. 200.000 < C ≤ 1.000.000 0,018860 0,000417 -1,30% -1,18%1.3. C > 1.000.000 0,017506 0,000375 -1,30% -1,32%
CANON ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 0,000189 0,000174 -1,05% -1,14%
CANON ALMACENAMIENTO GNL 0,086873 10,00%
€/operación €/kWh
PEAJE DE TRASVASE DE GNL A BUQUES 105.274 0,000511 13,53%
(1) Consumo anual en MWh.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 174
y las variaciones experimentadas por los precios
de estos peajes respecto a los precios de los peajes
firmes con niveles de presión y tramos de consu-
mo análogos en el año 2006.
Se aprecia que el término de capacidad de los
peajes interrumpibles no varió respecto a los pea-
jes firmes de la Orden ITC/4100/2005, el térmi-
no fijo es nulo y el término variable aplicable a
cada tipo de peaje fue superior entre un 1,2% y un
47% respecto a los valores de los peajes firmes
de dicha Orden.
En el cuadro 2.7.2.6 se muestran los coeficientes
aplicables al peaje de tránsito internacional. El
precio del peaje de tránsito internacional es el
resultado de aplicar el peaje de transporte y distri-
bución correspondiente a la presión y volumen de
consumo, multiplicando los términos fijo y varia-
ble (incluyendo la reserva de capacidad) por el
coeficiente correspondiente en función del punto
de entrada y de salida.
En el cuadro 2.7.2.7 se muestran los coeficien-
tes aplicables a los peajes de duración inferior a
un año. El precio de los peajes de duración infe-
rior a un año se determina multiplicando el tér-
mino de reserva de capacidad, el término fijo del
peaje de regasificación y el término fijo del
peaje de conducción por los coeficientes que
figuran en el cuadro, según sea la duración del
contrato.
175
Gas
Cuadro 2.7.2.5. Peajes interrumpibles. Año 2006
Fuentes: Órdenes ITC/4100/2005.
Orden ITC/4100/2005 Tasa de variación del peaje interrumpible sobre el
peaje firme
€/cliente/mes €/kWh €/cliente/mes% €/(kWh/dia)/mes % €/kWh %
PEAJE DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓNINTERRUMPIBLEReserva de capacidad 0,006625 0,00%Término de conducción Interrumpible Interrumpible Interrumpible Interrumpible
«A»(2) «B»(3) «A»(2) «B»(3)
Grupo 1 Interrumpible (P > 60 bar)4.1. C(1) ≤ 200.000 0,000760 0,000524 47,00% 1,35%4.2. 200.000 < C < 1.000.000 0,000612 0,000422 46,76% 1,20%4.3. C > 1.000.000 0,000551 0,000380 46,93% 1,33%
Grupo 2 Interrumpible(4 bar < P ≤ 60 bar)4.4. 5.000 < C ≤ 30.000 0,001121 0,000773 46,92% 1,31%4.5. 30.000 < C ≤ 100.000 0,001005 0,000693 46,93% 1,32%4.6. 100.000 < C ≤ 500.000 0,000880 0,000607 46,91% 1,34%4.7. C > 500.000 0,000764 0,000527 46,92% 1,35%
(1) Consumo anual en MWh.(2) Interrumpible «A»: la duración total máxima de la interrupciones en un año es de 5 días.(3) Interrumpible «B»: la duración total máxima de la interrupciones en un año es de 10 días.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 175
En el cuadro 2.7.2.8 se muestra la información del
consumo y los valores medios de facturación por
término de conducción de los clientes en el merca-
do liberalizado en 2006.
El consumo en el mercado liberalizado en 2006
ascendió a 318.944 GWh, esto es, un 85,1% del
total del sistema. Los consumidores que más
aumentaron su consumo en términos absolutos
durante 2006 fueron los pertenecientes al
Grupo 1 (presión superior a 60 bar), que pasa-
ron de consumir 124.125 GWh en 2005 a
154.570 GWh en 2006, lo que supone un incre-
mento del 24,5%. Este aumento fue acompaña-
do de un aumento de su participación relativa
en el consumo total del mercado liberalizado,
ya que pasó de suponer un 41,6% a un 48,5% en
2006.
Por otra parte, el consumo del grupo 2.bis, esto es,
consumidores conectados a presión inferior o igual
176
Gas
Cuadro 2.7.2.7. Coeficientes aplicables a lospeajes de duración inferior a un año. Año 2006
Orden ITC/4100/2005
Coeficiente aplicables a lospeajes de duración inferior a
un año
Peajediario(1)
Peajemensual(2)
Enero 0,079 1,587
Febrero 0,079 1,587
Marzo 0,079 1,587
Abril 0,051 1,029
Mayo 0,045 0,908
Junio 0,045 0,898
Julio 0,045 0,898
Agosto 0,041 0,819
Septiembre 0,045 0,897
Octubre 0,051 1,014
Noviembre 0,079 1,587
Diciembre 0,079 1,587
(1) Contrato de duración inferior a 30 días.(2) Contrato que coincidan con uno o varios meses naturales.
Fuente: Orden ITC/4100/2005.
Cuadro 2.7.2.6. Coeficientes aplicables al peaje de tránsito internacional. Año 2006
Fuentes: Órdenes ITC/4100/2005.
Orden ITC/4100/2005
PUNTO DE SALIDA
Peaje de Tránsito Internacional Portugal-Extremadura Portugal-Galicia Larrau Irún
Punt
o de
Ent
rada
Cartagena 1,000 1,000 1,000 1,000
Huelva 0,620 1,000 1,000 1,000
Sagunto 1,000 1,000 0,833 1,000
Bilbao 1,000 1,000 0,515 0,350
Barcelona 1,000 1,000 0,773 1,000
Magreb 0,716 1,000 1,000 1,000
Portugal-Extremadura 1,000 1,000
Portugal-Galicia 1,000 1,000
Larrau 1,000 1,000
Irún 1,000 1,000
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 176
a 4 bar con un consumo anual igual o superior a
200.000 kWh/año, se redujo un 27,2%, pasando de
7.628 GWh en 2005 a 5.553 GWh en 2006. Esta
disminución del consumo supuso una pérdida del
peso de este grupo en el mercado liberalizado, que
pasó de representar el 2,6% en 2005 al 1,7% en
2006.
El consumo correspondiente al grupo 2 (presión
entre 4 y 60 bar) disminuyó en términos absolutos
un 8,4% en 2006 respecto al consumo en 2005 y su
participación en el mercado liberalizado también se
redujo de un 48,1% en 2005 a un 41,3% en 2006.
Por el contrario, el consumo correspondiente al
grupo 3 aumentó en 2006 un 2,7% respecto al con-
sumo de 2005 aunque su participación en el mer-
cado liberalizado se redujo ligeramente pasando
de un 7,7% en 2005 a un 7,4% en 2006.
Por último, el consumo correspondiente a los con-
tratos interrumpibles supuso sólo un 1,1% del con-
sumo del mercado liberalizado en 2006 (véase grá-
fico 2.7.2.7).
En el gráfico 2.7.2.8 se muestran los valores de
facturación media de los términos de conducción
correspondientes al año 2006.
Se observa que la facturación media del térmi-
no de conducción del peaje de transporte y dis-
tribución osciló entre 3,30 c /kWh del peaje
177
Gas
Cuadro 2.7.2.8. Número de clientes, consumo (GWh) y facturación media (c€/kWh) de clientes en elmercado liberalizado. Año 2006
Fuente: CNE - Resolución 15/07/2002 y liquidación 14/2006.
Nº clientes Consumo % s/total Facturación Precio Medio % variación sobre año ant.Peaje (diciembre 06) (GWh) consumo (Miles €) (Cent €/kWh) Nº clientes ConsumoGrupo 3 3.1. 870.310 2.557 0,8% 84.471 3,30 33,4% 15,8%(Presión ≤ 4 bar) 3.2. 1.473.233 12.121 3,8% 296.468 2,45 35,4% 10,8%
3.3. 7.690 501 0,2% 8.477 1,69 1,9% -3,9%3.4. 13.158 8.560 2,7% 79.110 0,92 -18,9% -9,4%
Grupo 2 bis 2.1.bis 144 46 0,0% 786 1,70 -39,7% -33,0%(Presión ≤ 4 bar) 2.2.bis 558 1.078 0,3% 3.841 0,36 -12,4% -13,8%
2.3.bis 291 3.105 1,0% 9.761 0,31 -12,9% -18,3%2.4.bis 20 1.007 0,3% 2.651 0,26 -51,2% -51,3%2.5.bis 3 317 0,1% 714 0,23 50,0% -27,9%
Grupo 2 2.1. 425 108 0,0% 2.271 2,10 4,7% -3,8%(4 < P ≤ 60 bar) 2.2. 1.165 2.270 0,7% 8.032 0,35 -9,5% -11,4%
2.3. 975 12.214 3,8% 33.555 0,27 -18,1% -16,2%2.4. 382 22.283 7,0% 48.494 0,22 -35,3% -34,9%2.5. 302 59.309 18,6% 99.718 0,17 7,9% 1,8%2.6. 33 35.475 11,1% 53.737 0,15 10,0% 4,4%
Grupo 1 1.1. 19 2.339 0,7% 4.319 0,18 35,7% 93,0%(P > 60 bar) 1.2. 39 22.696 7,1% 33.356 0,15 30,0% 30,3%
1.3. 37 129.535 40,6% 170.768 0,13 12,1% 22,8%
Interrumplibles 4 < P ≤ 60 bar 5 758 0,2% 409 0,05P > 60 bar 5 2.666 0,8% 1.393 0,05
TOTAL 2.368.794 318.944 100,00% 940.529 0,29 33,9% 6,8%
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 177
3.1 (presión inferior o igual a 4 bares y consu-
mo anual inferior o igual a 5 GWh) y 0,05
c /kWh de los peajes interrumpibles (presión
superior a 4 bar y consumo anual superior a 10
GWh/año).
Comparación internacional de precios de gas
natural
Las dos metodologías habitualmente consideradas en
la comparación internacional de precios de la electri-
178
Gas
Grupo 148,5%
Grupo 2.bis2,6%
Grupo 241,1%
Grupo 37,7%
Grupo 141,6%
Grupo 37,4%
Grupo 2.bis1,7%
Año 2006
Grupo 241,3%
Año 2005
Interrumpibles1,1%
Gráfico 2.7.2.7. Distribución del consumo por grupos tarifarios en mercado liberalizado. Años 2005 y 2006.
Fuente: CNE - liquidación 14/2006.
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
cent
€/k
Wh
3,30
2,45
1,69 1,70
0,360,31 0,26 0,23
2,10
0,35
0,27 0,22 0,17 0,15 0,180,15 0,13
0,92
Grupo 2.bis
2.32.1 bis 2.2 bis 2.4 bis 2.5 bis2.3 bis
0,05 0,05
Grupo 3 (P < 4 bar) Grupo 2 (4 < P < 60 bar) Grupo 1 (P < 60 bar)
3.1 3.4 2.1 2.2 2.4 2.5 2.6 1.1 1.2 1.33.2 3.3
4 <
P <
60ba
r
P <
60 b
ar
Interrumpibles
Gráfico 2.7.2.8. Facturación media de los Términos de Conducción (c€/kWh). Año 2006
Fuente: CNE - liquidación 14/2005.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 178
cidad y de gas natural son la metodología de precios
medios, utilizada por la Agencia Internacional de la
Energía (AIE), y la de los precios de los consumido-
res tipo, utilizada por Eurostat, de los que se resumen
sus características en el cuadro 2.7.2.9.
La metodología de precios medios permite compa-
rar niveles globales de precios medios entre países,
obviando los problemas de las diferentes estructu-
ras tarifarias existentes en cada país.
No obstante, la utilización de estadísticas basadas
en dicha metodología presenta determinadas cau-
telas en su uso. Por una parte, es necesario cono-
cer la distribución de los consumos por grupos
tarifarios, lo que implica un retardo en la publica-
179
Gas
Precios medios de consumidores tipo
Metodología Fuente Tipología de clientes
Gas natural
Precios medios de Eurostat 5 domésticosconsumidores tipo Directiva 90/377/CE 9 industriales
Ventajas
— Utilidad para realizar benchmarking internacional de precios de consumidores tipo seleccionados en términos de
variaciones de precios (aísla el efecto precio).
— Estadísticas oficiales Eurostat, según la Directiva Europea 90/377/CE.
— Actualización de la información con un retardo de sólo 6 meses.
Inconvenientes
— Se desconoce la representatividad entre países de cada consumidor tipo.
— No adecuado para comparar entre países niveles globales de precios medios de domésticos/industriales (faltan
las ponderaciones de cada consumidor tipo en cada país que agregar).
— Falta de representatividad y disponibilidad de información de precios de clientes que acuden al mercado.
Facturación media de clientes
Metodología Fuente Tipología de clientes
Facturación media Agencia Internacional Total domésticosde clientes de la Energía (OCDE) Total industria
Ventajas
— Permite comparar niveles globales de precios medios entre países.
Inconvenientes
— Retardo en la publicación de la información: necesario conocer la distribución de los consumos por grupos
tarifarios.
— Discrecionalidad en la definición de la facturación media de clientes domésticos/industriales en cada país.
— Tasas de variación interanuales: no aíslan el efecto de variación de precios, también incluyen el efecto de la
variación en los consumos.
Cuadro 2.7.2.9. Descripción de metodologías de precios internacionales de gas natural
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 179
ción de la información. Por otra parte, es necesa-
rio tener en cuenta que la comparación de precios
medios en distintos años, según esta metodología,
no aísla el efecto de la variación de precios ya que
también incluye el efecto de la composición de los
consumos.
La metodología de precios de consumidores tipo
permite realizar comparaciones internacionales de
precios de los consumidores tipo seleccionados,
aislando variaciones en los precios y permitiendo
una actualización de la información con un retardo
de sólo 6 meses. Además, tienen la consideración
de estadísticas oficiales europeas, según la
Directiva 90/377/CE.
Sin embargo, las características de las estadísticas
basadas en la metodología de precios de consumi-
dores tipo limitan la comparación internacional de
precios energéticos. En primer lugar, se desconoce
la representatividad entre países de cada uno de los
consumidores tipo definidos. En segundo lugar, al
no disponerse de la ponderación de cada uno de los
consumidores tipo, esta metodología no es adecua-
da para comparar niveles de precios globales de
consumidores domésticos e industriales. Por últi-
mo, se desconoce la representatividad de la infor-
mación de precios de los clientes que acuden al
mercado liberalizado. En muchos casos no se dis-
pone de dicha información por motivos de confi-
dencialidad en los datos de clientes.
Comparación de precios medios de gas natural
según la AIE
La Agencia Internacional de la Energía (AIE),
publica los precios medios de gas natural de con-
sumidores domésticos e industriales, para países
pertenecientes a la OCDE, entre los que se encuen-
tra España. La información más reciente de pre-
cios internacionales de gas natural de la Agencia
Internacional de la Energía corresponde a 2006.
El ámbito de comparación corresponde a los pre-
cios del gas natural en España y en los países del
entorno europeo, en particular, de la UE-252 más
Noruega.
Los precios pagados por los consumidores domés-
ticos de gas natural en los países de la UE-25 y
Noruega, según la información proporcionada por
la Agencia Internacional de la Energía correspon-
diente al año 2006, configura el siguiente mapa
europeo de niveles de precios de gas natural, en
términos nominales (véase gráfico 2.7.2.9).
En el cuadro 2.7.2.10 se muestran los precios
pagados por los consumidores domésticos de gas
natural en los países de la UE-25 y Noruega, según
la información proporcionada por la Agencia
Internacional de la Energía correspondiente al año
2006, así como las tasas de variación, en términos
nominales, de los precios medios de gas natural de
los consumidores domésticos en la UE y Noruega
en 2006 respecto a 2005.
En 2006, España se situó, junto con Irlanda y
Portugal, en el área de países con niveles de pre-
cios medios de gas natural para consumidores
domésticos, excluyendo impuestos, más elevados
del entorno europeo. El nivel medio de precios de
los consumidores domésticos en España fue supe-
rior en un 31,5% a la media aritmética de precios
europeos en 2006.
180
Gas
2 Se incluyen los 10 países entrantes en la UE el 1 de mayode 2004.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 180
181
Gas
Cuadro 2.7.2.10. Precios medios de gas natural de consumidores domésticos en la Unión Europea yNoruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
CONSUMIDORES DOMÉSTICOS
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 3,08 cent €/kWh = 3,49 cent €/kWh % variación 2006-2005
2005 2006
Hungría 1,25 Hungría 1,49 Dinamarca -0,1%
Finlandia 1,38 Finlandia 1,64 Luxemburgo 0,0%
Eslovaquia 2,19 Polonia 2,36 Grecia 0,0%
Rep. Checa 2,25 Luxemburgo 2,71 Polonia 3,2%
Polonia 2,29 Rep. Checa 2,83 Portugal 5,9%
Reino Unido 2,67 Eslovaquia 2,86 Austria 7,6%
Luxemburgo 2,71 Francia 3,46 España 9,4%Francia 2,93 Holanda 3,48 Holanda 14,3%
Holanda 3,04 Reino Unido 3,53 Francia 18,2%
Austria 3,44 Grecia 3,64 Hungría 18,8%
Grecia 3,64 Austria 3,70 Finlandia 18,9%
Irlanda 3,79 Dinamarca 3,98 Rep. Checa 25,3%
Dinamarca 3,98 España 4,59 Eslovaquia 30,8%
España 4,20 Irlanda 5,23 Reino Unido 32,3%
Portugal 6,51 Portugal 6,90 Irlanda 38,0%
A) Países con precios < 2,0 cent. €/kWh (2)
B) Países con precios entre 2,0 y 3,0 cent. €/kWh (4)
C) Países con precios 3,0 y 4,0 cent. €/kWh (6)
D) Países con precios > 4,0 cent. €/kWh (3)
Gráfico 2.7.2.9. Facturación media de gas natural de los consumidores domésticos en la UE-25 y Noruega(cent.€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Italia, Letonia, Lituania, Malta,Noruega y Suecia.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 181
Sin embargo, Hungría y Finlandia fueron, como en
años anteriores, los países europeos con menores
precios de gas natural para los consumidores
domésticos tanto en 2006 como en 2005.
Asimismo, se observa un aumento de los precios
medios del gas natural de los consumidores
domésticos en todos los países del entorno euro-
peo en 2006 respecto al año anterior (excepto en
Dinamarca, Luxemburgo y Grecia donde perma-
necen constantes). En concreto, las menores subi-
das de los precios medios del gas natural fueron
en Polonia y Portugal, con un aumento de un
3,2% y 5,9%, respectivamente. España se sitúa en
una posición intermedia respecto al resto de paí-
ses europeos con un incremento del 9,4%. Por
otro lado, Irlanda fue el país donde más aumentó
el precio medio de los consumidores domésticos
en el año 2006, con un incremento del 38% res-
pecto a 2005.
En el caso de los consumidores industriales,
España fue el cuarto país con los mayores precios
de gas natural para consumidores industriales,
excluyendo impuestos, de los 11 países analizados
en 2006, registrando un nivel de precios un
12,11% superior a la media de países europeos.
Portugal fue el segundo país con el precio medio
de gas natural más elevado del entorno europeo.
Por otro lado, Finlandia, al igual que en 2005,
registró los precios más bajos de los 11 países con
información disponible en 2006, mientras que
Irlanda fue el país con un mayor precio medio de
gas natural del entorno europeo (véase gráfico
2.7.2.10).
En el cuadro 2.7.2.11 se muestran los precios
pagados por los consumidores industriales de gas
natural en los países de la UE-25 y Noruega, según
la información proporcionada por la Agencia
Internacional de la Energía correspondiente al año
2006, así como la tasa de variación, en términos
nominales, de los precios medios de gas natural de
los consumidores industriales en la UE y Noruega
en 2006 respecto a 2005. No obstante, cabe seña-
lar que en 2006 sólo se dispone de información del
precio de gas natural de los consumidores indus-
triales en 11 países del entorno europeo.
Asimismo, se observa un aumento de los precios
medios del gas natural de los consumidores indus-
triales en todos los países del entorno europeo
(excepto en Grecia) en 2006 respecto al año ante-
rior. En concreto, las menores subidas de los pre-
cios medios del gas natural fueron en Reino Unido
y Polonia, con un aumento de un 0,3% y 3,2%, res-
pectivamente. Por el contrario, España fue el país
que registró el mayor aumento en el precio medio
de los consumidores industriales en 2006, con un
incremento del 38,2% respecto a 2005.
Si la comparación internacional de precios medios
del gas natural se realiza en términos de Paridad de
Poder Adquisitivo (PPS), en lugar de en términos
de la unidad monetaria común, España ocupó el
cuarto puesto de precios más elevados en el ran-
king europeo de precios de consumidores domés-
ticos de los 15 países para los que hay datos dis-
ponibles en 2006. Sin embargo, fue el quinto país
en 2006 y el tercer país en 2005 en el ranking de
precios de consumidores industriales más bajos
para los 11 países para los que hay datos disponi-
bles en ambos años (véase cuadro 2.7.2.12).
En relación con los precios de Finlandia, país que
consideramos como pivote para establecer com-
paraciones, los precios de los consumidores
domésticos en España en términos de PPS fueron
182
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 182
183
Gas
A) Países con precios < 1,50 cent. €/kWh (2)
B) Países con precios entre 1,50 y 2,30 cent. €/kWh (3)
C) Países con precios 2,30 y 2,50 cent. €/kWh (3)
D) Países con precios > 2,50 cent. €/kWh (2)
Gráfico 2.7.2.10. Facturación media de gas natural de los consumidores domésticos en la UE-25y Noruega (cent.€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Dinamarca, Eslovenia, Estonia, Holanda, Italia,Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega y Suecia.
Cuadro 2.7.2.11. Precios medios de gas natural de consumidores domésticos en la Unión Europeay Noruega (cent €/kWh). Se excluyen impuestos
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
CONSUMIDORES DOMÉSTICOS
Precio medio europeo = Precio medio europeo == 1,84 cent €/kWh = 2,23 cent €/kWh % variación 2006-2005
2005 2006
Finlandia 1,04 Finlandia 1,38 Grecia 0,0%
Polonia 1,42 Polonia 1,46 Reino Unido 0,3%
Reino Unido 1,68 Reino Unido 1,68 Polonia 3,2%
Eslovaquia 1,79 Grecia 2,06 Portugal 16,1%
España 1,81 Francia 2,29 Irlanda 23,3%
Rep. Checa 1,83 Eslovaquia 2,33 Francia 24,6%
Francia 1,84 Rep. Checa 2,50 Hungría 30,5%
Hungría 1,96 España 2,50 Eslovaquia 30,5%
Grecia 2,06 Hungría 2,56 Finlandia 33,5%
Portugal 2,42 Portugal 2,80 Rep. Checa 36,5%
Irlanda 2,45 Irlanda 3,02 España 38,2%
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 183
3,08 veces los registrados en Finlandia y para los
consumidores industriales fueron 1,98 veces.
En los gráficos 2.7.2.11 y 2.7.2.12 se muestra la
diferente imposición aplicada al consumo de gas
natural entre los países del entorno europeo. Según
la información de la Agencia Internacional de la
Energía, la fiscalidad del gas natural para consu-
midores domésticos (impuesto de la electricidad e
IVA) en el caso español supuso un 13,8% del pre-
cio total del gas natural en el año 2006, ocupando
la fiscalidad española una posición intermedia
(décima posición de 15 países analizados) en el
entorno europeo para dicho año.
Asimismo, al realizar la comparación de precios de
gas natural de consumidores domésticos incluyendo
impuestos para 2006, España mejoró un puesto en el
ranking de precios más bajos del entorno europeo,
respecto a si se excluyen los impuestos.
Por otra parte, la fiscalidad del gas natural para los
consumidores industriales3 fue, como porcentaje
del precio final y en términos generales, menor
que la aplicada a los consumidores domésticos en
todos los países considerados, si bien cabe señalar
que se dispone de información de 11 países del
entorno europeo en 2006.
Respecto a la fiscalidad aplicada a consumidores
industriales en España, cabe señalar que no se apli-
ca ningún impuesto indirecto al consumo de gas
natural de clientes industriales. De los 11 países
analizados, sólo Finlandia, Reino Unido, Francia y
Hungría gravaron con impuestos especiales el con-
sumo de gas natural para consumidores industria-
les en 2006. En consecuencia, España ocupó la
184
Gas
Cuadro 2.7.2.12. Ranking de facturación media de gas natural en países europeos en términos de paridad
de poder adquisitivo. Se excluyen impuestos
Nota: (...) dato no disponible.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)
Finlandia 100Hungría 183Luxemburgo 207Reino Unido 218Francia 244Dinamarca 246Irlanda 253Holanda 254Austria 256Rep. Checa 330Polonia 331Eslovaquia 334España 340Grecia 345Portugal 573
Industrial PPS(Finlandia = 100)
Finlandia 100Reino Unido 181España 194Francia 204Irlanda 217Grecia 259Polonia 271Portugal 282Rep. Checa 356Eslovaquia 361Hungría 381Alemania ...Austria ...Bélgica ...Chipre ...
2005
Doméstico PPS(Índice Finlandia = 100)
Finlandia 100Luxemburgo 180Hungría 192Dinamarca 206Austria 240Reino Unid 245Francia 246Holanda 252Grecia 290Polonia 292Irlanda 294España 308Rep. Checa 332Eslovaquia 366Portugal 510
Industrial PPS(Finlandia = 100)
Finlandia 100Reino Unido 138Francia 193Grecia 194España 198Irlanda 201Polonia 213Portugal 245Rep. Checa 346Eslovaquia 353Hungría 391Alemania ...Austria ...Bélgica ...Chipre ...
2006
3 Excluyendo el IVA de la comparación de preciosindustriales debido a qu es un impuesto que es repercutido alconsumidor final.
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 184
185
Gas
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
49,8
%
32,9
%
27,8
%
25,1
%
18,0
%
16,0
%
14,3
%
5,7%
16,0
%
15,0
%
13,8
%
8,0%
11,9
%
Sin impuesto% impuesto4,
8%
4,8%
Dina
mar
ca(7
,93)
Hola
nda
(5,1
8)Au
stria
(5,1
2)Fi
nlan
dia
(2,1
8)Po
loni
a(2
,88)
Rep.
Che
ca(3
,36)
Fran
cia
(4,0
7)Es
paña
(5,7
3)
Eslo
vaqu
ia(3
,4)
Luxe
mbu
rgo
(2,8
8)
Irla
nda
(5,9
4)
Hung
ría(1
,74)
Grec
ia(3
,96)
Portu
gal
(7,2
4)Re
ino
Unid
o(3
,71)
Gráfico 2.7.2.11. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores domésticosen países europeos. Año 2006
No se dispone de información de Alemania, Bélgica, Chipre, Eslovenia, Estonia, Italia, Letonia, Lituania, Malta,Noruega y Suecia.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
Sin impuesto% impuesto
4% 2,5%
10,1%
5% 0,0%0,0%0,0% 0,0% 0,0%0,0% 0,0%
Finl
andi
a(1
,54)
Portu
gal
(2,8
)
Espa
ña(2
,5)
Eslo
vaqu
ia(2
,33)
Irla
nda
(3,0
2)
Polo
nia
(1,4
6)
Fran
cia
(2,3
7)
Rein
o Un
ido
(1,7
4)
Hung
ría(2
,63)
Rep.
Che
ca(2
,5)
Grec
ia(2
,06)
No se dispone de información de Alemania, Austria, Bélgica, Chipre, Dinamarca, Eslovenia, Estonia, Holanda, Italia,Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Noruega y Suecia.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
Gráfico 2.7.2.12. Composición de la facturación media de gas natural de los consumidores industriales (seexcluye IVA) en países europeos. Año 2006
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 185
misma posición (cuarto país) en el ranking de los
11 países del entorno europeo analizados en 2006,
tanto si se excluyen como si se incluyen impuestos
en el precio comparado (véase gráfico 2.7.2.11).
Comparación de precios de gas natural de
consumidores tipo según Eurostat
En el caso de los consumidores domésticos,
Eurostat publica precios europeos de gas natural de
5 consumidores tipo (denominados D1, D2, D3,
D3-b y D4), caracterizados según su consumo
anual. De ellos se presentan a continuación los pre-
cios de los consumidores tipo domésticos D1 (8,37
GJ/año), D2 (16,74 GJ/año) y D3 (83,7 GJ/año).
Según la información de Eurostat, en 2006 España
ocupó una posición intermedia-baja para los con-
sumidores tipo D1 (duodécima posición de 20 paí-
ses) e intermedia para los consumidores tipo D2
(décimo puesto de 20 países) y registró precios de
los más elevados del entorno europeo para el con-
sumidor doméstico tipo D3 (quinta posición de 20
países), siendo los precios de los consumidores
domésticos tipo D1, D2 y D3 en España superiores
en un 0,9%, 13,9% y 16,8%, respectivamente, a la
media aritmética de los países analizados (véase
gráfico 2.7.2.13).
En contraste, Portugal se situó en una banda supe-
rior de precios en el caso de los tres consumidores
domésticos analizados (en los consumidores D2 y
D3 se situó en el cuarto y tercer puesto respectiva-
mente entre los países con precios más elevados),
siendo los precios de los consumidores D1, D2 y
D3 un 26%, 21% y 15% superiores, respectiva-
mente, a los de España.
En el gráfico 2.7.2.14 se muestran las tasas de
variación de los precios del gas natural en Europa
186
Gas
D1: 8,37 GJ
Precio medio Europa = 5,87cent€/kWh
D3: 83,7 GJ
Precio medio Europa = 3,61
D2: 16,74 GJ
Precio medio Europa = 4,68 cent€/kWh
1,872,412,452,93
3,674,044,19
5,645,926,046,136,476,486,59
7,477,687,87
9,369,45
10,75
HungríaLetoniaEstonia
LituaniaPolonia
Rep. ChecaReino Unido
EsloveniaEspaña
LuxemburgoAustriaFrancia
EslovaquiaBélgica
PortugalSuecia
AlemaniaHolandaIrlanda
Dinamarca
1,49149
1,942,15
2,892,94
3,103,40
3,663,853,863,964,044,044,114,22
4,794,83
5,605,82
EstoniaHungríaLetoniaLituaniaPolonia
EslovaquiaRep. Checa
Reino UnidoLuxemburgo
EsloveniaAustriaIrlandaBélgica
HolandaFranciaEspaña
AlemaniaPortugal
SueciaDinamarca
Polonia
1,631,94
2,202,78
3,193,43
3,573,75
4,234,97
5,325,425,645,745,82
6,406,426,556,68
7,85
HungríaEstoniaLetoniaLituania
Eslovaquia
Rep. ChecaReino Unido
EsloveniaAustriaEspaña
LuxemburgoBélgicaFrancia
DinamarcaHolandaPortugal
AlemaniaSueciaIrlanda
cent€/kWh
Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia, Italia, y Reino Unido.
Fuente: Eurostat (datos extraídos 29 de mayo de 2007).
Gráfico 2.7.2.13. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-domésticos
(cent€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 186
en julio de 2006 respecto a julio de 2005, para los
consumidores domésticos analizados. Se observan
aumentos anuales en los precios del gas natural
para los consumidores domésticos tipo D1, D2 y
D3, en términos nominales, en todos los países del
entorno europeo, salvo en Finlandia, donde per-
manecieron constantes los tipos D1 y D2, Estonia,
donde disminuyeron ligeramente los tipo D1,
Eslovaquia, donde se redujeron los tipo D2, y
Hungría, donde se registraron disminuciones en
los tipos D1, D2 y D3 en julio de 2006 respecto al
mismo período del año anterior.
Según información de Eurostat, en España los pre-
cios del gas natural de los consumidores domésti-
cos analizados D1, D2 y D3 aumentaron, en tér-
minos nominales, un 10,9%, un 12% y un 12,5%
en julio de 2006 respecto al mismo período del año
anterior, respectivamente, siendo uno de los países
europeos con menores aumentos registrados en
dichos precios.
Por otra parte, Eurostat publica precios de gas natu-
ral de 7 consumidores tipo industriales (I1, I2, I3-1,
I3-2, I4-1, I4-2 e I5), caracterizados por su consumo
anual y la modulación de la carga. De ellos, se mues-
tran los resultados de los precios de los consumido-
res industriales tipo I1 (consumo anual 0,4186 TJ, no
modulación), I3-2 (consumo anual 41,86 TJ y modu-
lación de 250 días 4.000 horas) e I4-2 (consumo
anual 418,6 TJ y modulación de 330 días 8.000
horas), siendo representativos de bajo, medio y gran
consumo de gas natural, respectivamente.
En 2006, España registró el séptimo lugar de 18 en
el ranking de precios de gas natural más altos del
entorno europeo para el consumidor tipo de menor
tamaño I1. Por otro lado, registró el quinto puesto
187
Gas
EslovaquiaSuecia
DinamarcaLituania
Reino UnidoLetoniaPoloniaIrlanda
AlemaniaFrancia
LuxemburgoBélgica
Rep. ChecaEspañaAustria
EsloveniaHolandaPortugal
ItaliaFinlandia
EstoniaHungría
D1: 8,37 GJ
26,3%30,2%
31,4%34,4%
61,8%68,5%
25,5%
25,2%14,8%
13,1%12,6%12,5%
11,1%10,9%
0,0%0,0%
8,8%7,0%
7,0%
10,8%9,8%
0,0%-0,1%-0,1%
D2: 16,74 GJ
22,4%18,2%
15,0%14,2%
12,0%11,0%
10,9%7,8%
6,1%4,4%
0,2%
13,7%
0,0%-0,1%-17,1%
SueciaDinamarca
LituaniaReino Unido
LetoniaIrlandaPolonia
EsloveniaAlemania
FranciaLuxemburgo
AustriaEspaña
Rep. ChecaHolandaBélgicaEstonia
ItaliaPortugal
FinlandiaHungría
Eslovaquia
25,3%
29,6%31,6%32,3%34,4%
58,0%
22,6%
D3: 83,7 GJ
25,7%25,2%
22,7%22,4%
18,5%18,2%
15,0%12,5%11,9%
5,9%5,7%
20,1%
5,2%0,0%-0,1%
LituaniaSuecia
LetoniaDinarmarca
Reino UnidoEslovaquiaAlemania
Rep. ChecaIrlanda
LuxemburgoFranciaPolonia
EsloveniaAustria
HolandaEspañaBélgica
ItaliaPortugalEstonia
FinlandiaHungría
31,5%
32,7%34,4%
38,4%40,5%
43,2%
28,2%
Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia y Reino Unido.
Fuente: Eurostat (datos extraídos el 29 de mayo de 2007).
Gráfico 2.7.2.14. Tasas de variación de precios del gas natural en Europa para los consumidores tipo-
domésticos. Se excluyen impuestos. Año 2006 respecto 2005
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 187
188
Gas
€/
I1 (0,4186 TJ, no modulación)
Precio medio Europa = 3,45 cent€/kWh
1,491,942,03
2,562,762,842,90
3,363,573,603,67
4,004,054,054,244,25
4,935,82
LetoniaEstonia
LituaniaHungriaPolonia
EslovaquiaRep. Checa
AustriaHolanda
LuxemburgoFranciaEspañaIrlanda
PortugalReino Unido
AlemaniaSuecia
Dinamarca
cent kWh
I3-2 (41,86 TJ , modulación 250días 4.000 horas)
Precio medio Europa = 2,71
1,641,82
2,212,302,402,422,452,572,702,712,772,93
3,263,46
3,783,99
Finlanda
Letonia
Polonia
España
Portugal
Hungria
Lituania
Rep. Checa
Eslovenia
Holanda
FranciaAustria
LuxemburgoReino Unido
AlemaniaSuecia
I4-2 (418,6 TJ, modulación 330días 8.000 horas)Precio medio Europa = 1,69 cent €/KWh
Holanda
LituaniaLetonia
PoloniaFinlandia
Francia
Luxemburgo
Hungría
Rep. Checa
Eslovenia
Portugal
España
Reino UnidoAlemania
1,571,57
1,952,002,072,092,11
2,242,272,392,542,58
3,103,30
Gráfico 2.7.2.15. Ranking de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-industriales(cent.€/kWh). Se excluyen impuestos. Año 2006
I1 (0,4186 TJ, no modulación)
Luxemburgo
Rep. Checa
Dinamarca
España
Hungria
Letonia
Lituania42,9%
46,9%
25,3%
21,1%
17,2%
22,4%22,5%
47,4%
22,5%
23,3%
26,9%
42,0%
35,9%
34,9%34,1%
34,1%
16,7%
14,3%
9,4%0,0%
0,0%
0,0%
Reino Unido
Eslovaquia
Francia
Irlanda
Italia
Alemania
AustriaSuecia
Polonia
Holanda
Estonia
Portugal
Finlandia
Eslovenia
Bélgica
Luxemburgo
Holanda
Suecia
Letonia
Rep. Checa
Hungria
Lituania
44,4%
51,3%
26,8%
19,0%
18,0%
23,5%24,1%
59,1%
24,4%
26,1%
30,3%
38,5%
36,1%
31,0%30,7%
30,7%
11,3%
0,0%
0,0%0,0%
0,0%
I3-2 (41,86 TJ , modulación 250días 4.000 horas)
Reino Unido
España
Alemania
Eslovenia
Italia
Polonia
FranciaAustria
Finlandia
Portugal
Irlanda
Eslovaquia
Dinamarca
Bélgica
Italia
Alemania
Letonia
Holanda
Rep. Checa
España
Lituania
44,9%
48,8
26,8%
20,9%
0,0%
24,9%25,2%
64,4%
26,5%
26,7%
28,9%
42,4%
35,5%
31,6%31,6%
29,0%
0,0%0,0%
0,0%0,0%
0,0%
I4-2 (418,6 TJ , modulación 330días 8.000 horas)
Reino Unido
Hungria
Eslovenia
Francia
Portugal
Polonia
LuxemburgoFinlandia
Suecia
Irlanda
Estonia
Eslovaquia
Dinamarca
Austria
Precios considerados: Nacional en Alemania, Francia y Reino Unido.
Fuente: Eurostat (datos extraídos el 29 de mayo de 2007).
Gráfico 2.7.2.16. Tasas de variación de precios de gas natural en Europa para los consumidores tipo-
industriales. Se excluyen impuestos. Año 2006 respecto 2005
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 188
de 16 países en el ranking de precios más bajos del
entorno europeo para los consumidores tipo de
tamaño intermedio I3-2 y el sexto de 14 países en
el ranking de precios más altos para los consumi-
dores tipo de gran tamaño I4-2, respectivamente
(véase gráfico 2.7.2.15).
Portugal se situó en la banda superior de precios en
el caso de los consumidores industriales tipo I1 e
I3-2, siendo un 1% y un 10% superiores respecti-
vamente a los aplicados en España. Por el contra-
rio, se situó en la banda inferior en el caso de los
consumidores tipo I4-2, siendo los precios de
Portugal un 8% inferiores a los de España.
Respecto a la media aritmética de precios de los
países analizados, el precio del consumidor indus-
trial de menor tamaño fue en España superior en
un 16,1% a la media europea, mientras que los pre-
cios de los consumidores industriales de tamaño
intermedio fueron un 9,8% inferiores y los precios
de los de tamaño grande coincidieron exactamente
con la media de los países europeos considerados.
En el gráfico 2.7.2.16 se muestran las tasas de
variación en el año 2006 respecto al 2005 de los
precios del gas natural para consumidores indus-
triales en Europa. Se observan aumentos, en tér-
minos nominales, de los precios del gas natural en
julio de 2005 respecto al mismo período del año
anterior, en la mayoría de los países del entorno
europeo para los tres consumidores tipo industria-
les elegidos, I1, I3-2 e I4-2.
Cabe señalar, por una parte, los incrementos nomi-
nales del precio del gas natural en Reino Unido y
Lituania para los tres consumidores industriales
tipo seleccionados, y en España y Hungría para los
consumidores I3-2 e I4-2, en julio de 2006 respec-
to al año anterior.
En España se produjo un aumento, en términos
nominales, del precio de gas natural un 35%,
44% y un 42%, para los consumidores tipo
industriales I1, I3-2 e I4-2 respectivamente, en
julio de 2006 respecto al mismo período del año
anterior.
189
Gas
03 Inf. Energía 07 Gas.qxd 18/10/07 13:26 Página 189
01 Inf. Energía 07 Indice.qxd 18/10/07 12:14 Página 1
Petróleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 191
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 192
1.1. La Exploración y Producción en el mundo
1.1.1. Tendencias en el sector de la
exploración y producción
en el mundo en el año 2006
Desde finales de los años ochenta los aciertos en
exploración y la eficiencia en las operaciones, así como las
grandes fusiones y adquisiciones, han marcado
tradicionalmente el éxito de las compañías del sector de la
exploración y producción de hidrocarburos y la forma de
reemplazar sus reservas. Pero actualmente la situación ha
pasado a ser diferente. Los altos precios del crudo actuales
han hecho que las compañías petroleras occidentales se
encuentren en una situación que les reporta beneficios
superiores a los obtenidos anteriormente. Existen en el
mercado expectativas de mantenimiento de precios altos
por lo que en principio las compañías van a tener recursos
disponibles para nuevas inversiones. El índice de
perforación global (global rig count) indica que la
actividad de perforación a escala mundial se ha doblado en
el período que va desde primavera de 2002, cuando se
llegó a un mínimo, hasta mediados de 2006. El número de
sondeos activos es superior a 3.000, un nivel que no se
había alcanzado en los últimos 20 años. Sin embargo, esta
cifra es inferior a los 4.000-5.000 sondeos activos
contabilizados a principios de los ochenta. Pero a pesar de
esta, en principio buena situación, las compañías se
encuentran, con que tienen dificultades para sustituir las
reservas que darán lugar a la futura producción de crudo
convencional. La exploración tradicional no está posi-
bilitando por sí misma a las empresas la recuperación de
las reservas de crudo producidas en los últimos años y las
técnicas de recuperación secundaria y terciaria (Enhanced
Oil Recovery) tienen un límite, por el momento, en el
aumento del factor de recuperación de campos
tradicionales. Así, la sustitución real de reservas de
hidrocarburos de las compañías está viniendo en la
actualidad por tres diferentes vías: adquisiciones de otras
compañías, grandes proyectos integrados de gas natural
licuado (LNG) y proyectos de fuentes no convencionales.
Dentro de estos últimos se encuentran fundamentalmente
los de crudos pesados y los del denominado tight gas.
Las inversiones en exploración y producción han
crecido en 2006 por encima de un 20% por segundo año
consecutivo. Esta cifra es superior al 12% registrado en
2004 y la mayor desde 2001. Las áreas donde se
realizaron mayores inversiones en actividades de
upstream en 2006 fueron el Oeste de África, Rusia, el
Mar Caspio, Norteamérica y el Mar del Norte.
Sin embargo, está disminuyendo la actividad en
Latinoamérica, debido al incremento del riesgo político,
fiscal y regulatorio en la región.
Por otra parte cabe indicar que, en cuanto a las
inversiones en upstream, está creciendo la proporción de
las inversiones en desarrollo respecto al total. Esto es
especialmente cierto en el caso de las principales
compañías internacionales, que han virado hacia una
cifra menor de proyectos de explotación de hidro-
carburos de mayor envergadura, lo cual ha originado un
incremento de la intensidad del capital en la fase de
desarrollo reduciendo el margen para la inversión en
exploración. En el caso de las principales compañías
nacionales, la utilización de recursos en programas
sociales y otras prioridades establecidas por los
gobiernos está limitando asimismo los presupuestos de
exploración. Aunque sería fácil atribuir a las compañías
internacionales la responsabilidad de una reducción de
las actividades de exploración, en realidad el acceso
restringido a las reservas, especialmente en Rusia, la
OPEP y cada vez más en Latinoamérica, ha disminuido
sus opciones y con ello la intensidad del capital en
exploración respecto al resto del upstream ha
disminuido. Los avances en las tecnologías de la
información han facilitado alternativas a la perforación
como forma de localizar y evaluar las reservas
1. El mercado internacional del petróleo en 2006
193
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 193
incrementales en primera instancia. Sin embargo,
finalmente las compañías no tienen otra alternativa a la
realización de un sondeo para verificar la viabilidad de
un descubrimiento, aunque en las fases iniciales se
pueden emplear tecnologías menos intensivas en capital.
La exploración se ha convertido en una actividad de
elevado coste y riesgo en el portfolio de inversiones en
upstream, aunque las señales de que los ratios de
reemplazamiento de reservas de las principales
compañías internacionales han empeorado en los
últimos dos años hacen prever un cambio de tendencia
hacia un incremento de la actividad de exploración en
los próximos años.
1.2. Oferta y demanda mundial de crudo
1.2.1. Crecimiento moderado de la demanda
mundial de crudo en 2006
La demanda mundial de crudo aumentó cerca de un 1%
en 2006 al alcanzar los 84,5 millones de Bbl/día, frente
a 87,3 millones de Bbl/día de 2005. Este incremento
anual de 800.000 Bbl/día es inferior al registrado en
años precedentes (1.300.000 Bbl/día entre 2004 y 2005
y 3.100.000 Bbl/día entre 2003 y 2004).
Como se observa en el gráfico 1.2.1, por primera vez
en los últimos 15 años la demanda de crudo corres-
pondiente al conjunto de países de la OCDE ha
experimentado un descenso, concretamente de
400.000 Bbl/día, pasando de 49,6 MBbl/día en 2005 a
49,2 MBbl/día. Por otro lado, al igual que en los años
precedentes hay que destacar el gran incremento
experimentado por la demanda de crudo en países no
pertenecientes a la OCDE, que incrementó sus
necesidades en 1.200.000 Bbl/día, +3,5 % respecto a
2005, de los que 500.000 Bbl/día fueron aportados por
la República Popular China y 400.000 Bbl/día por el
conjunto de países de Oriente Medio.
Asimismo se observa que la aportación de la OCDE a la
demanda mundial de crudo es cada vez menor, pasando
194
Petr
óleo
OCDE No OCDE
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 1992 2004 20050
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2006
41,9 42,8 43,2 44,3 44,8 45,9 46,7 46,9 47,8 47,9 47,9 47,9 48,6 49,3 49,6 49,2
25,0 24,6 24,4 24,1 25,1 25,9 26,9 27,3 28,0 28,6 29,2 29,9 30,7 33,1 34,1 35,3
Gráfico 1.2.1. Evolución anual de la demanda mundial de crudo 1990-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía y Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 194
del 61,6% en 2002 al 58,2% en 2006, de modo que, de
los 84,5 millones de Bbl/día que se registraron como
promedio de demanda en 2006, 49,2 millones de Bbl/día
correspondieron a la OCDE.
El gráfico 1.2.2 representa la demanda mundial de
crudo por trimestres en los últimos tres años,
observándose que, debido a su estacionalidad, la
demanda se comporta de la misma forma cada año:
195
Petr
óleo
1T 2T 3T 4T
2004 2005 2006
80
81
82
83
84
85
86
Gráfico 1.2.2. Evolución trimestral de la demanda mundial de crudo 2004-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
55
60
65
70
75
80
85
90
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20031991 1992
Oferta mundial de crudo Promedio de la oferta en 1996-2006
2004 2005 2006
Gráfico 1.2.3. Evolución anual de la oferta mundial de crudo 1991-2006 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Incluye crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 195
desciende en el segundo trimestre y se va recuperando a
partir de entonces hasta final de año.
Como se observa en el gráfico 1.2.2, en la primera mitad
de 2006 la demanda mundial de crudo se redujo,
situándose en 83,3 MBbl/día en el segundo trimestre de
2005. Durante la segunda mitad del año la demanda se
recuperó estacionalmente hasta alcanzar 85,5 millones
de Bbl/día en el cuarto trimestre.
1.2.2. Crecimiento de la oferta mundial de
crudo en 2006
En 2006 la oferta mundial de crudo aumentó en
promedio en 800.000 Bbl/día respecto a 2005, que
correspondieron íntegramente a una mayor producción
por parte de países no pertenecientes a la OPEP. La
producción media de crudo en el mundo en 2006 se
situó en 85,3 millones de Bbl/día, valor máximo
alcanzado en los últimos años y un 0,9 % superior al año
anterior.
En el gráfico 1.2.4 se muestra la producción trimestral
de crudo en los últimos tres años, cuya evolución ha sido
ligeramente alcista, hasta alcanzar 85,3 millones de
Bbl/día en el cuarto trimestre de 2006.
1.2.3. Producción mundial de crudo superior
a la demanda en 2006
En promedio, durante 2006 la oferta superó a la
demanda mundial de crudo en 800.000 bbl/día, con una
demanda media de 84,5 millones de Bbl/día, frente a una
producción media de 85,3 millones de Bbl/día. El
gráfico 1.2.5, muestra la evolución del diferencial
producción-demanda en los últimos 3 años.
1.2.4. La OPEP mantiene su peso en la oferta
mundial de crudo en 2006
En 1998 se inició una tendencia decreciente del
porcentaje de aportación del cártel a la oferta mundial
de crudo, dado el mayor protagonismo adquirido por
196
Petr
óleo
Mill
ones
de
Bbl/
día
Oferta mundial de crudo Precio Dated Brent
88
84
80
76
72
68
64
60
US$/Bbl
1T06 2T06 3T06 4T061T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T0515
25
35
45
55
65
75
Gráfico 1.2.4. Evolución trimestral de la oferta mundial de crudo 2004-2006 (1)
Datos en millones de Bbl/día y US$/Bbl
(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007, Platt’s y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 196
otros países productores no miembros de la
organización, principalmente Rusia. Sin embargo, en
2003 se produjo un cambio de tendencia que mantu-
vo hasta 2005. Sin embargo, en 2006 la OPEP prác-
ticamente manutuvo su peso en la oferta mundial de
crudo. En promedio, la OPEP produjo en 2006 el 34,8%
de la oferta mundial de crudo, frente al 35,1% del año
anterior, como se observa en el gráfico 1.2.6.
197
Petr
óleo
87
85
83
81
79
77
75
73
Mill
ones
Bbl
/día
1,04
1,02
1,00
0,98
0,96
Rati
o
Ratio producción/demanda Demanda Producción
1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06
Gráfico 1.2.5. Producción vs. demanda mundial de crudo 2004-2006(1)
Datos en millones de Bbl/día, excepto ratio
(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y CNE.
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Mill
ones
Bbl
/día
42
40
38
36
34
32
30
% c
uota
OPE
P
Cuota de la OPEPNo OPEP OPEP
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 1.2.6. Evolución de la cuota de mercado de la OPEP 1991-2006(1)
Datos en millones de Bbl/día, excepto cuota en %
(1) Datos de producción incluyen crudo, condensado, GNL, crudo de fuentes no convencionales y otras fuentes de suministro.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 197
198
Petr
óleo
1.2.5. Disminución de la cuota oficial de la
OPEP en el último trimestre de 2006
En las reuniones mantenidas durante la mayor parte del
año, entre enero y septiembre de 2006, como se observa
en el cuadro 1.2.1, la OPEP decidió mantener la cuota
oficial en 28,0 MBbl/d. Sin embargo, dada la
disminución experimentada por los precios del crudo, en
las dos últimas reuniones del año, celebradas el 20 de
octubre y 14 de diciembre de 2006, la Organización
acordó sendos recortes de 1,2 MBbl/d y 0,5 Mbbl/d,
aplicables a partir del 1 de noviembre y 1 de febrero de
2007 respectivamente, para situar su cuota oficial en
26,3 MBbl/d.
En el cuadro 1.2.1 se detallan las reuniones mantenidas
por la organización durante 2006 junto con las
decisiones adoptadas en cuanto a producción.
1.2.6. Incremento del precio medio de la cesta
OPEP en 2006
En 2006, como es habitual, el precio de la cesta OPEP
se comportó en línea con los mercados de crudo,
situándose en media en 61,06 US$/Bbl, lo que
representa un incremento del 20,4% respecto al año
anterior. Hay que destacar que desde finales de 2003 el
precio de la cesta OPEP se ha mantenido de forma
continuada por encima de los 28 US$/Bbl, límite
superior de la banda de fluctuación de precios fijada por
la Organización (22-28 US$/Bbl) en su reunión del 9 de
marzo de 2000, en un intento de moderar el imparable
aumento del precio del crudo de aquellos días. La OPEP
mantuvo la mencionada banda objetivo de precios
durante casi cinco años, quedando la misma
oficialmente suspendida tras la reunión del cártel del 30
de enero de 2006 en Viena.
En la reunión del cártel del 15 de junio de 2006 en Viena
se aprobó un nuevo mecanismo de cálculo de la cesta
actualmente en vigor que consiste en una media
ponderada, en base a volumen de exportaciones, de 11
tipos de crudo representativos de todos los países de la
OPEP y que resulta en una referencia de crudo más
pesado y con mayor contenido de azufre que la utilizada
anteriormente.
1.2.7. Menor Incumplimiento de la cuota
oficial de la OPEP
Durante 2006, como se observa en el gráfico 1.2.8, la
OPEP (excluido Irak) sobrepasó ligeramente sus cuotas
Cuota oficial OPEP 10Fecha reunión Actuación Inicio actuación (millones Bbl/día)
12-dic-05 Mantenimiento cuota — 28
31-ene-06 Mantenimiento cuota — 28
08-mar-06 Mantenimiento cuota — 28
01-jun-06 Mantenimiento cuota — 28
11-sep-06 Mantenimiento cuota — 28
20-oct-06 Disminución cuota 01-nov-06 26,8
14-dic-06 Disminución cuota 01-feb-07 26,3
Fuente: CNE.
Cuadro 1.2.1. Decisiones de la OPEP en 2006
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 198
oficiales de producción, mejorando en todo caso su
nivel de incumplimiento respecto al año anterior. Tal
como se explicará en el siguiente apartado, la capacidad
excedentaria del cártel se ha mantenido en niveles
similares a 2005.
1.2.8. La capacidad excedentaria de la OPEP
se mantiene en niveles similares
Durante 2006 la capacidad excedentaria de los países
miembros de la OPEP se mantuvo en niveles similares a
199
Petr
óleo
75
70
65
60
55
50
45Ene-06 Dic-06Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06
Gráfico 1.2.7. Precio diario de la cesta de la OPEP 2006
Datos en US$/Bbl
Fuente: Platt’s y CNE.
29
28
27
26
25
24
23
22
21
Ene-
02
Mar
-02
May
-02
Jul-
02
Sep-
02
Nov-
02
Ene-
03
Mar
-03
May
-03
Jul-
03
Sep-
03
Nov-
03
Ene-
04
Mar
-04
May
-04
Jul-
04
Sep-
04
Sep-
04
Nov-
04
Ene-
05
Mar
-05
May
-05
Jul-
05
Sep-
05
Nov-
05
Ene-
06
Mar
-06
May
-06
Jul-
06
Sep-
06
Nov-
06
Producción Cuota oficial
Gráfico 1.2.8. Cumplimiento de las cuotas de la OPEP 10 entre 2002 y 2006 (1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) No se considera a Irak, sujeto hasta mayo de 2003 al programa «Oil for Food», ni la zona neutra. Se excluye GNL y crudoprocedente de fuentes no convencionales
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y Lehman Brothers.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 199
los del año anterior, alcanzando 2,8 millones de Bbl/día,
frente a 2,7 millones de Bbl/día de 2005.
Del cuadro 1.2.2 se deduce que los países con mayor
capacidad de producción excedentaria en el seno de la
OPEP, durante los últimos años, han sido Arabia Sau-
dí e Irak, destacándose además en incremento de
capacidad de Nigeria en 2006. Sin embargo, se
observa que ciertos países, como Libia, Qatar, Argelia
e Indonesia, producen tradicionalmente casi a máxima
capacidad.
Este hecho es ilustrativo de los distintos intereses
internos que tienen los países pertenecientes a la
organización. Es evidente que el poder de negociación
de Arabia Saudí, líder en volumen de producción y
capacidad excedentaria, es el mayor en el seno de la
OPEP.
1.2.9. La producción de Venezuela disminuye
ligeramente en 2006
Hacia mediados de 2004 Venezuela era el miembro de la
OPEP que más había respetado sus cuotas oficiales de
producción, como se observa en el gráfico 1.2.9.
Sin embargo, hay que destacar que en los dos últimos años
la producción media del país ha quedado significativamente
por debajo de su cuota asignada. Concretamente, en 2006 la
producción media anual ascendió a 2,6 MBbl/d frente a una
cuota media de 3,2 MBbl/d.
1.2.10. Papel creciente de los países
productores independientes
Un aspecto destacable en los últimos años es la
importancia creciente que han adquirido en la oferta
200
Petr
óleo
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Arabia Saudí 1,6 1,6 2,7 2,2 2,5 3,1 1,5 1,3 1,7
Irán 0,1 0,0 0,2 0,1 0,1 0,5 0,1 0,2 0,1
Irak 0,9 0,1 0,2 0,3 0,6 0,8 0,7 0,7 0,6
EAU 0,1 0,2 0,4 0,2 0,3 0,5 0,1 0,1 0,1
Kuwait 0,2 0,2 0,5 0,3 0,7 0,9 0,3 0,4 0,4
Qatar 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0
Nigeria 0,0 0,2 0,4 0,4 0,3 0,3 0,2 0,1 0,4
Libia 0,0 –0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0
Argelia 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,0 0,0 0,0
Venezuela 0,0 0,5 0,7 0,1 0,2 0,6 0,2 0,0 0,0
Indonesia 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,0 0,1
Total OPEP 2,9 2,8 5,5 4,0 5,1 7,3 3,2 2,7 2,8
(1) No se considera la zona neutra.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007, Deutsche Bank, Lehman Brothers y CNE.
Cuadro 1.2.2. Capacidad excedentaria de la OPEP 1998-2006(1)
Datos en millones de Bbl/día
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 200
mundial de crudo los denominados «países productores
independientes» (no miembros de OPEP). El gráfico
1.2.11 ilustra este hecho: de los 10 primeros productores
mundiales de crudo, 5 son independientes.
Dentro del grupo de los 10 primeros productores mundiales
de crudo, hay que destacar el caso de Rusia, que desde
mediados del 2003 ha desbancado a Arabia Saudí como
primer productor mundial de crudo. En promedio en 2006
Rusia produjo 400.000 Bbl/día más que Arabia Saudí. El
gráfico 1.2.11 muestra la evolución de la producción rusa
frente a la de Arabia Saudí en los últimos siete años.
1.3. Demanda mundial de productospetrolíferos
1.3.1. Disminuye la demanda OCDE de
productos petrolíferos
En este apartado se analizan los datos corres-
pondientes a los países de la OCDE, cuya importancia
en cuanto a consumo es representativa de la tendencia
mundial.
Por primera vez en 10 años la demanda de productos
petrolíferos en el área OCDE ha disminuido,
situandose en media en 2006 en 49,16 millones de
Bbl/día, frente a 49,62 millones de Bbl/día de 2005.
En el gráfico 1.3.1 se detalla la evolución de la
demanda de productos petrolíferos desglosada por
áreas geográficas de la OCDE en los últimos diez
años.
Esta disminución de la demanda OCDE de productos
petrolíferos durante 2006 (40.000 Bbl/día) fue debida al
decremento registrado en el área OCDE América del
Norte (20.000 Bbl/día), seguido del área OCDE Pacífico
(10.000 Bbl/día) y OCDE Europa (10.000 Bbl/día).
De las tres áreas en las que se desglosa la OCDE, hay
que destacar que, como viene siendo habitual, en 2006 a
América del Norte le correspondió la mayor demanda,
201
Petr
óleo
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Ene-
03
Mar
-03
May
-03
Jul-
03
Sep-
03
Nov-
03
Ene-
04
Mar
-04
May
-04
Jul-
04
Sep-
04
Nov-
04
Ene-
05
Mar
-05
May
-05
Jul-
05
Sep-
05
Nov-
05
Dic-
05
Ene-
06
Mar
-06
May
-06
Jul-
06
Sep-
06
Nov-
06
Producción Cuota oficial
Gráfico 1.2.9. Producción de crudo en Venezuela 2003-2006(1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 201
202
Petr
óleo
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
No miembros de la OPEP Miembros de la OPEP
Rusi
a
A. S
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EE.U
U.
Irán
Chin
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Méx
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Irak
Cana
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Bras
il
Libi
a
Gráfico 1.2.10. Ranking mayores productores mundiales de crudo 2006(1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Se excluyen GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y CNE.
10
9
8
7
6
5
Ene-
00
Abr-
00
Jul-
00
Oct-
00
Ene-
01
Abr-
01
Jul-
01
Oct-
01
Ene-
02
Abr-
02
Jul-
02
Oct-
02
Ene-
03
Abr-
03
Jul-
03
Oct-
03
Ene-
04
Abr-
04
Jul-
04
Oct-
04
Ene-
05
Abr-
05
Jul-
05
Oct-
05
Ene-
06
Abr-
06
Jul-
06
Oct-
06
Arabia SaudíRusia
Gráfico 1.2.11. Producción de crudo Rusia vs. Arabia Saudí desde 2000(1)
Datos en millones de Bbl/día
(1) Se excluye GNL y crudo procedente de fuentes no convencionales
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 202
más del 51% del total, seguida de Europa (31%) y la
zona del Pacífico (17%).
1.3.2. Gasolinas y gasóleos, productos más
demandados
En cuanto a la evolución de la demanda OCDE por tipos
de producto, cabe resaltar que en 2006 los productos más
consumidos fueron las gasolinas (14,88 millones de
Bbl/día) y los gasóleos (13,21 millones de Bbl/día),
seguidos del GLP (4,62 millones de Bbl/día) y del fuelóleo
(4,02 millones de Bbl/día). En el gráfico 1.3.2 se
representa el peso específico de los distintos productos
petrolíferos en el total de la demanda OCDE en 2006.
El gráfico 1.3.3 muestra la demanda de los principales
productos por áreas geográficas durante 2005.
Mientras que América del Norte es líder en consu-
203
Petr
óleo
60
50
40
30
20
10
0
OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico
20041997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005 2006
22,7 23,1 23,8 24,1 24,0 24,1 24,5 25,4 25,5 25,3
15,1 15,4 15,3 15,2 15,3 15,3 15,4 15,5 15,5 15,4
8,9 8,4 8,7 8,6 8,5 8,5 8,6 8,5 8,6 8,5
Gráfico 1.3.1. Evolución anual demanda productos OCDE 1997-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
Fuelóleo8,2%
Otros productos10,4%
Gasóleo26,9%
GLP9,4%
Nafta6,4%
Gasolina30,3%
Jet/Queroseno8,5%
Gráfico 1.3.2. Demanda de la OCDE de productos petrolíferos en 2006. Datos en %
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 203
mo de gasolinas, GLP y jet, Europa es el mayor
consumidor de gasóleos y fuelóleos.
Del gráfico 1.3.4, que muestra la evolución de la
demanda anual OCDE de los distintos tipos de
204
Petr
óleo
Gasolina
OCDE-EuropaOCDE-América del Norte OCDE-Pacífico
Gasóleo Jet/Queroseno Fuelóleo GLP
39,2%45,8%
30,3%
60,1%
17,2%
47,0% 30,7%44,9%
20,7%
10,7% 13,8%23,5% 24,9%
19,2%
72,1%
Gráfico 1.3.3. Desglose de la demanda de productos de la OCDE en 2006 por zonas
Datos en % sobre el total
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
60
50
40
30
20
10
0
Gasóleo JetGasolina Fuelóleo GLP Otros productos
20041997 1998 1999 2000 2001 2002 20052003 2006
Gráfico 1.3.4. Evolución anual de la demanda de la OCDE por productos 1997-2006
Datos en millones de Bbl/día
Nota: Otros productos incluye nafta y otros productos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 204
productos petrolíferos en los últimos diez años, se
obtienen las siguientes conclusiones:
— En 2006 continúa la tendencia creciente, aunque
cada vez más ralentizada, del consumo de gasóleo
derivada de la «dieselización» del parque auto-
movilístico europeo.
— Estancamiento del consumo de gasolinas.
— Estabilidad del consumo de jet los últimos años,
tras su recuperación derivada de la caída
experimentada a raíz de los acontecimientos del
11 de septiembre de 2001.
1.3.3. Marcada estacionalidad en el consumo
de productos petrolíferos
Analizando la demanda trimestral de cada uno de los
distintos productos en los países de la OCDE se
observa una marcada estacionalidad en los patrones de
consumo, hecho que refleja el comportamiento cíclico
que los mercados de derivados muestran para todas
sus variables. A continuación se analiza la estacio-
nalidad de los principales productos petrolíferos en los
últimos tres años.
Gasolinas
El consumo de gasolinas sigue siempre el mismo
comportamiento a lo largo del año, tal como se muestra
en el gráfico 1.3.5: tras registrarse el mínimo anual en el
primer trimestre, durante el segundo y tercero el
consumo crece hasta alcanzar el máximo anual, para
posteriormente descender durante el cuarto trimestre.
Este patrón de comportamiento responde a que, en el
grueso de países desarrollados, el pico de demanda de
gasolina se produce en el período vacacional, que
coincide con el verano.
Gasóleos
El gráfico 1.3.6 muestra el comportamiento esta-
cional del consumo de gasóleo, registrándose los
205
Petr
óleo
15,5
15,2
14,9
14,6
14,3
14,01T 2T 3T 4T
2004 2005 2006
Gráfico 1.3.5. Evolución trimestral demanda OCDE de gasolina 2004-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 205
máximos en el invierno (primer y último trimestre) y
los mínimos durante el verano. Esta evolución se debe
a que el gasóleo es uno de los principales
combustibles de calefacción en el hemisferio norte,
cuya demanda se concentra en los meses con menores
temperaturas.
Jet
El gráfico 1.3.7 muestra que el consumo de jet sigue el
mismo esquema que en años anteriores, registrándose
el máximo en el primer trimestre, valores mínimos en el
segundo y tercer trimestre y recuperación a finales de año.
206
Petr
óleo
14,0
13,6
13,2
12,8
12,4
12,01T 2T 3T 4T
2004 2005 2006
Gráfico 1.3.6. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de gasóleo 2004-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
4,9
4,7
4,5
4,3
4,1
3,9
3,7
3,51T 2T 3T 4T
2004 2005 2006
Gráfico 1.3.7. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de jet 2004-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 206
GLP
El consumo de GLP muestra la tendencia estacional
que se ilustra en el gráfico 1.3.8 máximo anual en el
primer trimestre, descenso progresivo en el segundo,
mantenimiento de los volúmenes de consumo en el
tercero y crecimiento en el cuarto. Esta evolución
responde a las mismas razones que el consumo de
gasóleo, que también registra los picos de consumo en
invierno.
1.3.4. Importancia creciente de la demanda
de productos petrolíferos NO OCDE
Como se ha comentado anteriormente, la aportación del
grupo de países pertenecientes a la OCDE a la deman-
da mundial de crudo y productos petrolíferos es cada
vez menor, dado el gran incremento que está experi-
mentando el consumo en los países no pertenecientes a
la OCDE, especialmente en China e India. Así, la
demanda NO OCDE aumentó su peso respecto al total
mundial desde el 36% registrado en 1997 hasta casi el
42% de 2006, alcanzando 35,3 millones de Bbl/día.
En el gráfico 1.3.9 se muestra la evolución de la
demanda de productos petrolíferos NO OCDE en los
últimos diez años, desglosando los tres mayores países
consumidores del área: China, Antigua Unión Soviética
y La India.
Hay que destacar el gran incremento experimentado por
la demanda china en los últimos años, alcanzando los
7,2 millones de Bbl/día en 2006. El segundo consumidor
por orden de importancia es la antigua Unión Soviética,
cuya demanda en 2006 se situó en 4,0 millones de
Bbl/día. Por último hay que destacar el caso de India,
cuya demanda en 2006 ascendió a 2,6 millones de
Bbl/día.
207
Petr
óleo
5,6
5,4
5,2
5,0
4,8
4,6
4,4
4,21T 2T 3T 4T
2004 2005 2006
Gráfico 1.3.8. Evolución trimestral de la demanda de la OCDE de GLP 2004-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 207
1.4. Stocks mundiales de crudo y productospetrolíferos
1.4.1. Stocks totales de crudo en la OCDE
superiores a los del año anterior
El nivel de stocks viene determinado habitualmente por
dos factores, la evolución del precio del crudo y la de su
demanda. Así, una demanda débil suele ir asociada a un
aumento de inventarios, mientras que los períodos de
bajos precios del crudo suelen incentivar la acumulación
de stocks y viceversa.
El gráfico 1.4.1 muestra la evolución de los stocks de
crudo (industriales y estratégicos) en la OCDE durante
los últimos cinco años. En 2006 la tendencia general ha
sido creciente, alcanzándose a finales de año niveles
cercanos a 2.196 millones de Bbl.
Hay que señalar la gran importancia relativa que tiene el
volumen de stocks de crudo de Estados Unidos al
representar aproximadamente el 45% del total de la
OCDE, tal como se desprende del gráfico 1.4.2.
En el gráfico 1.4.3 se detalla la evolución mensual del
volumen de reservas de crudo de Estados Unidos en los
dos últimos años.
Durante 2006 los stocks de crudo en Estados unidos se
mantuvieron en niveles similares a los del año anterior,
si bien el año cerró con unos inventarios similares a los
registrados en 2005, alrededor de 1.000 millones
de Bbl.
1.4.2. Aumentan los stocks de productos
petrolíferos en la OCDE
Los stocks de productos petrolíferos siguen el mismo
patrón de comportamiento que los stocks de crudo, pero
con cierto decalaje. En el gráfico 1.4.4 se muestra la
evolución de los stocks de productos de la OCDE desde
2002.
208
Petr
óleo
20041997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2005
FSUChina OtrosIndia
0
10
20
30
40
3,9 4,1 4,3 4,6 4,7 5,0 5,5 6,4 6,7 7,23,8 3,7 3,6 3,7 3,7 3,5 3,6
3,8 3,8 4,01,9 2,0 2,2 2,3 2,3 2,4 2,52,6 2,6 2,6
17,3 17,6 18,0 18,1 18,6 19,0 19,120,3 21,0 21,5
2006
Gráfico 1.3.9. Evolución anual de la demanda de productos NO OCDE 1997-2006
Datos en millones de Bbl/día
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 208
209
Petr
óleo
2.250
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
Mill
ones
de
Bbl
70
60
50
40
30
20
10
US$
/Bbl
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
1T06
2T06
3T06
4T06
Stocks de crudo en la OCDE Dated Brent
Gráfico 1.4.1. Stocks de crudo en la OCDE 2002-2006 vs. Brent(1)
Datos en millones de Bbl y US$/Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007 y Platt´s.
2.400
2.100
1.800
1.500
1.200
900
600
300
EE.UU. OCDE
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
1T06
2T06
3T06
4T06
Gráfico 1.4.2. Stocks de crudo en OCDE y EE.UU. 2002-2006(1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007 y Energy Information AdministrationEE.UU.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 209
210
Petr
óleo
Febrero
2005 2006
Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre960
970
980
990
1.000
1.010
1.020
1.030
1.040
1.050
1.060
Gráfico 1.4.3. Stocks de crudo en Estados Unidos 2005-2006(1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
1.750
1.700
1.650
1.600
1.550
1.500
1.450
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
1T06
2T06
3T06
4T06Gráfico 1.4.4. Stocks de productos OCDE 2002-2006(1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 210
Durante la mayor parte del año los stocks de productos
petrolíferos de la OCDE se situaron en niveles
superiores a los registrados el año anterior, manteniendo
una tendencia creciente, exceptuando el último trimestre
del año. El año 2006 cerró con unos inventarios de
1.693 MBbl, lo que representa un incremento del 4,3%
respecto a diciembre de 2005.
Una vez más merece la pena considerar a Estados
Unidos por separado, dada la gran importancia relativa
que tiene el volumen de sus stocks de productos, que
representan en media el 44% del total de la OCDE. Este
hecho queda reflejado en el gráfico 1.4.5.
En el gráfico 1.4.6 se detalla la evolución mensual del
volumen de inventarios de productos de Estados Unidos
en los dos últimos años, donde se observa que durante la
mayor parte de 2006 estos se han situado en niveles
similares a los del año anterior.
1.4.3. Aumenta el volumen de stocks en
términos de días de demanda
Un segundo enfoque para el análisis de la evolución de
los niveles de stocks es determinar su equivalencia en
días de demanda, tal como se muestra en el gráfico
1.4.7. Para la realización de este análisis se ha tomado
como base la relación entre el volumen de stocks totales
de la OCDE al cierre de cada trimestre, considerando
crudo más productos, con el promedio de la demanda
diaria del trimestre siguiente.
Durante 2006 los stocks de la OCDE fueron capaces de
cubrir aproximadamente 85 días de demanda, 2 días más
211
Petr
óleo
1.800
1.500
1.200
900
600
300
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
1T06
2T06
3T06
4T06
OCDE EE.UU.
Gráfico 1.4.5. Stocks de productos en OCDE y EE.UU. 2002-2006(1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 de marzo de 2007, y Energy Information
Administration de Estados Unidos.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 211
Petr
óleo
212
Febrero
2005 2006
Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
580
630
680
730
780
Gráfico 1.4.6. Stocks de productos en Estados Unidos 2005-2006(1)
Datos en millones de Bbl
Datos de stocks al cierre de cada período
(1) Se consideran stocks de la industria y estratégicos
Fuente: Energy Information Administration EE.UU.
88
86
84
82
80
78
76
1T02
2T02
3T02
4T02
1T03
2T03
3T03
4T03
1T04
2T04
3T04
4T04
1T05
2T05
3T05
4T05
1T06
2T06
3T06
4T06
Gráfico 1.4.7. Stocks totales (crudo + productos) de la OCDE en días de demanda(1)
Datos en días de demanda
(1) Se considera GNL, stocks de refinería, aditivos/oxigenados y otros hidrocarburos, así como stocks industriales y estratégicos.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, Oil Market Report, 13 marzo 2007 y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 212
que en 2005. El año se cerró con unos stocks
equivalentes a 83 días de demanda.
1.5. Principales variables de los mercadosenergéticos internacionales
1.5.1. Aumento de los precios del crudo en 2006
En 2006 la cotización promedio del crudo se situó en
65,14 US$/Bbl, un 19,5% superior a la registrada el año
anterior y por encima de la media de los últimos 5 años.
A lo largo del año se distinguen dos etapas claramente
diferenciadas, una alcista y la segunda bajista en lo que
a evolución de precios se refiere.
La primera etapa se caracterizó por una tendencia
fuertemente alcista de los precios del crudo, que abarcó
desde inicios de año hasta el 8 de agosto, momento en
que se alcanzó el máximo histórico (78,69 US$/Bbl).
Esta tendencia alcista vino motivada, entre otros
factores, por las tensiones geopolíticas en Nigeria,
así como por la incertidumbre del mercado sobre
el programa nuclear iraní, a lo que se unieron el
renacimiento de las hostilidades entre Israel y Líbano y
la paralización de las operaciones de BP en el campo
Prudhoe Bay (Alaska).
La segunda etapa transcurrió desde el 8 de agosto hasta
el final del año, y se caracterizó por una tendencia de
importantes descensos en la cotización de referencia,
derivada principalmente, de los últimos datos dis-
ponibles sobre stocks, que indicaban un nivel de confort
en el abastecimiento, así como del cese del conflicto
entre Líbano e Israel y a al disponibilidad de unas
previsiones metereológicas que apuntaban a un invierno
suave en el hemisferio norte.
En el gráfico 1.5.2 se muestra la evolución del precio
del Brent en media mensual a lo largo de los dos
últimos años.
213
Petr
óleo
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Ene-
06
Feb-
06
Mar
-06
Abr-
06
May
-06
Jun-
06
Jul-
06
Ago-
06
Sep-
06
Oct-
06
Nov-
06
Dic-
06
2630343842465054586266707478
Gráfico 1.5.1. Precio spot Brent Dated. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Cotizaciones diarias medias
Fuente: Platt’s.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 213
1.5.2. Mercados de futuros de Brent en
«contango»
Al igual que lo ocurrido en 2005, durante el 2006 el
mercado se mantuvo en situación de «contango» (futuro
superior al spot), situándose el diferencial medio IPE-
Dated Brent en 0,97 US$/Bbl, frente a 0,69 US$/Bbl en
2005. En el gráfico 1.5.3 se muestra la evolución del
mencionado diferencial los dos últimos años.
1.5.3. Se reduce el diferencial medio
WTI-Brent
En 2006 el diferencial medio WTI-Brent se situó en
0,88 US$/Bbl, lo que significa una disminución del
57,4% respecto al año anterior.
El diferencial medio WTI-Brent se mantuvo durante la
mayor parte del año por debajo de los valores registrados
el año anterior, caracterizado por una temporada de
huracanes muy activa en el Golfo de Méjico. Hay que
recordar que a finales de 2005, tras el paso de los
huracanes Katrina y Rita, llegaron incluso a paralizarse
las actividades productoras en el Golfo de Méjico, lo que
provocó un gran incremento del diferencial de referencia.
1.5.4. El diferencial crudos ligeros-pesados
disminuye respecto a 2005
El gráfico 1.5.5 muestra la evolución del diferencial
entre el crudo Brent (38,5 ºAPI) y el crudo Dubai
(30,7 ºAPI), cuyo diferencial medio en 2006 se situó
en 3,63 US$/Bbl, frente a 5,08 US$/Bbl en 2005.
1.5.5. Precios de los productos petrolíferos en
Europa al alza
A lo largo del año el comportamiento de los precios de
referencia de los productos petrolíferos europeos fue
similar al del Brent, tal como se observa en el gráfico
214
Petr
óleo
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
26
30
34
38
42
46
50
54
58
62
66
70
74
78
Gráfico 1.5.2. Media mensual precio spot Brent Dated. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias medias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, mismacotización del día anterior).
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 214
215
Petr
óleo
Feb-06Ene-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06
IPE Brent 1 mes Brent Dated
42
45
48
51
54
57
60
63
66
69
72
75
78
Gráfico 1.5.3. Evolución del futuro Brent IPE un mes y Brent Dated 2006(1)(2)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).
(2) Cotizaciones diarias medias para el Brent Dated y cotizaciones diarias al cierre para el IPE-Brent un mes.
Fuente: CNE.
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
Gráfico 1.5.4. Media mensual del diferencial WTI-Brent Dated. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de cotizaciones diarias según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización díaanterior).
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 215
216
Petr
óleo
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
Ene-
04
Feb-
04
Mar
-04
Abr-
04
May
-04
Jun-
04
Jul-
04
Ago-
04
Sep-
04
Oct-
04
Nov-
04
Dic-
04
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Ene-
06
Feb-
06
Mar
-06
Abr-
06
May
-06
Jun-
06
Jul-
06
Ago-
06
Sep-
06
Oct-
06
Nov-
06
Dic-
06
Gráfico 1.5.5. Diferencial medio mensual del Brent Dated-Dubai. 2004-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Promedios mensuales de diferenciales diarios según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización deldía anterior).
Fuente: CNE.
875
775
675
575
475
375
275
175
75
Ene-
05
Feb-
05
Mar
-05
Abr-
05
May
-05
Jun-
05
Jul-
05
Ago-
05
Sep-
05
Oct-
05
Nov-
05
Dic-
05
Ene-
06
Feb-
06
Mar
-06
Abr-
06
May
-06
Jun-
06
Jul-
06
Ago-
06
Sep-
06
Oct-
06
Nov-
06
Dic-
06
Brent Dated Fuel 1 %S
120,00
110,00
100,00
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
Premium Unleaded 50 ppm ULSD 50 ppm
Gráfico 1.5.6. Cotizaciones diarias de referencias de los productos petrolíferos en la zona mediterránea.
2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl. Productos en US$/Tm
(1) Cotizaciones diarias medias CIF Cargoes para la gasolina sin plomo («Premium Unleaded 50ppm») y el gasóleo de automoción(«ULSD 50 ppm») y FOB Cargoes para el fuelóleo (Fuel 1%S)
Fuente: Platt´s.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 216
1.5.6. En 2006, tanto la cotización media de la gasolina
sin plomo, como la del gasóleo y fuelóleo han
aumentado respecto al año anterior, situándose
respectivamente en 622,12 US$/Tm, 613,18 US$/Tm y
300,95 US$/Tm, lo que representa un incremento del
18%, 11,1% y 15,8% respecto a 2005.
Respecto a la evolución de las mencionadas referencias por
trimestres, en los primeros tres meses del año las
cotizaciones medias de todos los productos de referencia
experimentaron alzas respecto al mismo período del año
anterior, situándose la cotización media de la gasolina sin
plomo en 566,55 US$/Tm y la del gasóleo en 579,38
US$/Tm, un +27,5% y +17,4% respectivamente por encima
del mismo período del año anterior. Por último, la cotización
media del fuelóleo se situó en en 322,89 US$/Tm, frente a
207,59 US$/Tm en el primer trimestre de 2005.
Esta tendencia creciente, al igual que en al caso del crudo,
se mantuvo durante el segundo trimestre, situándose la
cotización media de la gasolina sin plomo en 706,65
US$/Tm y la referencia del gasóleo en 653,86 US$/Tm,
superiores en un 38,7% y 22,0% respectivamente sobre el
mismo período del año anterior. La cotización media del
fuelóleo se situó en 316,61 US$/Tm, frente a 248,46
US$/Tm en el segundo trimestre de 2005).
En el tercer trimestre de 2006, aunque las cotizaciones
medias de gasolinas, gasóleos y fuelóleos expe-rimentaron
incrementos durante el mes de julio, sufrieron un descenso
generalizado durante los meses de agosto y septiembre,
situándose la cotización media del trimestre de la gasolina
sin plomo en 678,18 US$/Tm (un 9,4% superior al tercer
trimestre de 2005), la del gasóleo en 651,73 US$/Tm y la
del fuelóleo en 310,22 US$/Tm, frente a 293,8 US$/Tm
registradas en el mismo período del año anterior.
En el cuarto trimestre, tanto la cotización media de la
gasolina, como la del gasóleo y fuelóleo se redujeron,
situándose la cotización media de la gasolina sin plomo
en 537,10 US$/Tm, la del gasóleo en 567,77 US$/Tm y
la del fuelóleo en 254,07 US$/Tm.
217
Petr
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FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
800
Gráfico 1.5.7. Media mensual referencia gasolina sin plomo zona mediterráneo 2005-2006(1)
Datos en US$/TM
(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias de la Premiun Unleaded 50 ppm CIF Cargoes según criterio weekday(festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior)
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 217
218
Petr
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FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
750
Gráfico 1.5.8. Media mensual de referencia del gasóleo de automoción en la zona mediterránea.
2005-2006(1)
Datos en US$/Tm
(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del gasóleo EN590 CIF Cargoes en 2004 y ULSD 50 ppm CIF MED en 2005y 2006 según criterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior).
Fuente: CNE.
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
100
150
200
250
300
350
400
Gráfico 1.5.9. Media mensual referencia fuelóleo zona mediterráneo 2005-2006(1)
Datos en US$/Tm
(1) Promedios mensuales de las cotizaciones diarias medias del fuelóleo 1%S (bajo contenido en azufre) FOB Cargoes segúncriterio weekday (festivos, excepto fines de semana, misma cotización del día anterior).
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 218
219
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FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Gráfico 1.5.10. Media mensual del precio del propano de referencia. 2005-2006(1)
Datos en US$/Tm
(1) Se ha tomado como referencia la cotización «Propane Saudi Aramco Platt’s».
Fuente: CNE.
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Gráfico 1.5.11. Media mensual del precio del butano de referencia. 2005-2006(1)
Datos en US$/Tm
(1) Se ha tomado como referencia la cotización «Butane Saudi Aramco Platt’s».
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 219
A continuación se muestra la evolución mensual en
2005 y 2006 de las cotizaciones de referencia para los
principales productos petrolíferos en Europa, inclu-
yendo gasolina (gráfico 1.5.7), gasóleo (gráfico 1.5.8),
fuelóleo (gráfico 1.5.9) y principales com-ponentes del
GLP (gráficos 1.5.10 y 1.5.11).
1.5.6. Desigual comportamiento de los
diferenciales de precios de productos
petrolíferos vs. Brent
El comportamiento de los diferenciales vs. Brent de
gasolina y gasóleo viene condicionado por la esta-
cionalidad de la demanda de cada producto. Así, en
verano, época de elevada demanda de gasolina, el
diferencial gasolina-Brent registra sus máximos anuales.
Por el contrario, es en invierno cuando el diferencial
gasóleo-Brent aumenta. Respecto al fuelóleo 1%
S-Brent, el año suele iniciarse con diferenciales
estrechos que se amplían posteriormente a lo largo de
los meses excepto en la época estival, momento en que
vuelven a acotarse.
Durante 2006 el diferencial medio de la gasolina sin
plomo aumentó, situándose en 9,36 US$/Bbl frente a 8,61
US$/Bbl en 2005. Igualmente, el diferencial medio del
fuelóleo respecto al Brent aumentó en media durante el
año, situándose en –17,88 US$/Bbl frente a –13,68
US$/Bbl en 2005. Sin embargo, el diferencial
correspondiente al gasóleo disminuyó, situándose la
media en 17,05 US$/Bbl, casi un 13% por debajo de 2005.
En los gráficos 1.5.12, 1.5.13 y 1.5.14 se muestra la
evolución de los distintos diferenciales de los precios de
los productos petrolíferos de referencia respecto al Brent
en los últimos dos años.
220
Petr
óleo
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
Gráfico 1.5.12. Diferencial medio mensual referencia gasolina sin plomo MED-Brent Dated. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Se ha tomado como referencia de precio de la gasolina sin plomo la cotización de la gasolina «Premium Unleaded CIF Cargoes»hasta 2004 y «Premium Unleaded 50 ppm CIF Cargoes» en 2005 y 2006.
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 220
221
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28
24
20
16
12
8
4FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
Gráfico 1.5.13. Diferencial medio mensual referencia gasóleo de automoción MED-Brent Dated. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Se ha tomado como referencia de precio del gasóleo la cotización del gasóleo «EN590 CIF Cargoes» hasta 2004 y «ULSD 50 ppmCIF Cargoes» en 2005 y 2006.
Fuente: CNE.
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 01-05
-26-24-22-20-18-16-14-12-10-8-6-4-20
Gráfico 1.5.14. Diferencial medio mensual referencia fuelóleo MED-Brent Dated. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Se ha tomado como referencia de precio del fuelóleo la cotización del «Fuel 1%S FOB Cargoes», de bajo contenido en azufre.
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 221
1.5.7. Disminución de los márgenes de refino
norteamericanos en 2006
Aunque durante la mayor parte del año los las
referencias de márgenes de refino norteamericanos de
los registrados el año anterior, en media anual se
situaron por debajo de los registrados en 2005
(4,65 US$/Bbl frente a 5,02 US$/Bbl en 2005 en
el indicador LLS cracking). Tal como se observa en el
gráfico 1.5.15, las alzas experimentadas por este
indicador a finales de 2005 tras la temporada de
huracanes en la zona del Golfo de México no fueron
superadas por los márgenes en 2006.
1.5.8. Márgenes de refino en Europa
inferiores a los de 2005
Los indicadores de márgenes de refino europeos
experimentaron una tendencia similar a la de los
americanos en 2006. El gráfico 1.5.16 muestra la
evolución del margen de refino NWE Brent Cracking,
cuya media anual se situó en 3,73 US$/Bbl frente a
4,67 US$/Bbl en 2005.
1.5.9. Incremento de márgenes comerciales en
la Unión Europea
Se considera como indicador del margen comercial la
diferencia entre el precio antes de impuestos (PAI) y
la cotización en los mercados internacionales del
producto de referencia (Ci). Los gráficos 1.5.17 y 1.5.18
muestran la evolución del mencionado indicador (PAI-Ci)
en la UE para gasolinas y gasóleos.
En 2006 los márgenes comerciales en el conjunto de
países de la Unión Europea experimentaron un
incremento respecto al año anterior. Concretamente, en
promedio anual el indicador PAI-Ci para la gasolina 95
en la Unión Europea se situó en 0,1041 euros/litro en
2006, frente a los 0,1015 euros/litro registrados en 2005.
222
Petr
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20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
–2FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005 Promedio 02-05
Gráfico 1.5.15. Media mensual márgenes de refino en EE.UU. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Indicador de márgenes de refino LLS cracking.
Fuente: CNE, de acuerdo con la metodología de cálculo de la Agencia Internacional de la Energía.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 222
223
Petr
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10
8
6
4
2
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2005 2006 Promedio 02-05
Gráfico 1.5.16. Media mensual márgenes de refino en Europa. 2005-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Indicador de márgenes de refino NWE Brent cracking.
Fuente: CNE, de acuerdo con la metodología de cálculo de la Agencia Internacional de la Energía.
0,15
0,14
0,13
0,12
0,11
0,10
0,09
0,08
0,07
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005
Gráfico 1.5.17. Media mensual PAI-Ci gasolina 95 en la UE. 2005-2006(1)
Datos en euros/lt
(1) Ci: calculada como 50% Premium Unleaded 50 ppm CIF MED y 50% Premium Unleaded CIF NWE en la UE-14.
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 223
En el caso del gasóleo de automoción la media 2005 fue
de 0,1079 euros/litro frente a 0,0966 euros/litro del año
anterior.
1.6. Empresas petroleras internacionales en2006
1.6.1. Resultados 2006
Como se observa en el gráfico 1.6.1 en general las
empresas petroleras experimentaron en 2006 un
aumento de su resultado neto respecto a 2005. En la
mayoría de los casos este aumento vino determinado por
unos mayores resultados en el área de Exploración y
Producción, derivados del aumento de los precios del
crudo, mientras que las actividades de Refino y
Marketing se vieron en general afectadas por unos
menores márgenes de refino respecto al año anterior en
todos los mercados internacionales de referencia.
En todo caso, hubo una gran diversidad de com-
portamientos, oscilando entre la disminución del 19,6%
experimentada por CEPSA hasta el incremento del
21,6% de Chevron.
En el cuadro 1.6.1 se desglosan los principales
componentes del resultado operativo para las dos
principales empresas petroleras españolas, Repsol YPF
y CEPSA, destacando los siguientes aspectos:
— Incremento del resultado operativo de Exploración
y Producción, un 10% en el caso de CEPSA y un
1,2% en el de REPSOL YPF.
— Los márgenes de ref ino determinaron la
disminución de resultados de Refino y Mar-
keting, que se cuantificó en un 5% en el caso de
CEPSA y cerca del 31% en el caso de Repsol
YPF.
224
Petr
óleo
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
2006 2005
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
0,11
0,12
0,13
0,14
Gráfico 1.5.18. Media mensual PAI-Ci gasóleo A en la UE. 2005-2006(1)
Datos en euros/lt
(1) Ci:calculada como 50% ULSD 50 ppm CIF MED y 50% ULSD 50 ppm CiF NWE en UE-14.
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 224
— En lo que se refiere al negocio químico, mientras que
Repsol YPF reflejó un buen comportamiento, con un
incremento del resultado operativo del 14,6%, el corres-
pondiente a CEPSA registró una disminución del 52%.
— Asimismo, los resultados relativos al área de gas y
electricidad aumentaron cerca del 21% en el caso
de Repsol YPF, mientras que el correspondiente a
CEPSA disminuyó un 36%.
225
Petr
óleo
21,6 %
14,9 %
-4,1 %
-1,5 %
0,2 %
3,8 %
4,9 %
9,3 %
-19,6 %
Royal Dutch Shell
Repsol YPF
ENI
Exxon Mobil
Conoco Phillips
Chevron
CEPSA
Total
BP
Gráfico 1.6.1. Variación del resultado neto 2006 vs. 2005 de las principales empresas petroleras
Datos en %
Fuente: Memorias de las compañías.
Repsol YPF CEPSA
2006 % s/total % var. 06/05 2006 % s/total % var. 06/05
Exploración y producción 3.286 56% 1,2% 393 31% 10,0%
Refino y marketing 1.855 31% -30,9% 681 53% -5,0%
Química 353 6% 14,6% 58 5% -52,0%
Gas y electricidad 469 8% 20,6% 49 4% -36,0%
Otros -52 -1% -88,8% — — —
Resultado operativo 5.911 100% -4,1% 1.273 100% -7,0%
Resultado neto 3.124 0,1% 812 -20,0%
Fuente: Memorias de las compañías.
Cuadro 1.6.1. Resultados en 2006 de Repsol YPF y CEPSA
Datos en millones de euros
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 225
— El resultado operativo de Repsol YPF ascen-
dió en 2006 a 5.911 millones de euros, lo que
supone una disminución del 4,1% respecto
al año anterior. En el caso de CEPSA, su
resultado operativo (1.273 millones de euros)
fue inferior en un 7% al registrado el año
anterior.
1.6.2. Comportamiento bursátil
Tal como se observa en el gráfico 1.6.2, la mayor parte
de las petroleras se revalorizaron durante el período
enero-diciembre de 2006, oscilando sus variaciones
entre el incremento del 53,7% de CEPSA y la
disminución del 8,3% de BP.
226
Petr
óleo
Cepsa
Exxon Mobil
Chevron Texaco
Conoco Phillips
ENI
Repsol YPF
Total
Royal Dutch Shell
53,70%
36,40%
29,50%
23,70%
8,70%
6,20%
4,4%
3,6%
-8,3%BP
Grafico 1.6.2. Evolución bursátil de las principales empresas petroleras en 2006
Datos en %
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 226
2.1. Dominio minero
2.1.1. Permisos de investigación
El cuadro 2.1.1 recoge los permisos de investigación
vigentes en España a 31 de diciembre de 2006. Dicha
tabla indica, además de la cuenca en la que se sitúan, los
titulares de los permisos con su porcentaje de
participación, así como la superficie de éstos y el
período de vigencia de los mismos.
A raíz de la entrada en vigor del nuevo marco
competencial que estableció la Ley 34/98, de 7 de
octubre, del Sector de Hidrocarburos, las comunidades
autónomas son competentes en el otorgamiento de
permisos de investigación cuando estos afectan a su
227
Petr
óleo
2. Exploración y producción en España
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2006
PermisosAdministración
competentePublicación
Fecha de
publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
CAMEROS-2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE LEY21/74 ZONA A
01/08/199528/11/200227/11/2007
3.539,76 SHESA
Cuenca del Valle del Ebro-Ibérica-MaestrazgoCesión 25/10/2002Primera prórroga (renuncia Cameros 3 y 4)Cesión BOE 13/01/2004Cesión BOE 09/05/2005BOE 13/08/05 Renuncia parcialCameros-2Solicitada 2ª prórroga 27/11/2005Segunda prórroga BOE 06/06/2006
CASTOR
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 21/74
ZONA C27/09/1996
04/08/200403/08/2007
6.519,0 ESCAL-UGSCuenca del Mediterráneo NorteCesión BOE 13/01/2004Primera prórroga
TORTUGA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 21/74
ZONA C19/10/1996
05/11/200404/11/2007
21.903,84 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte-PrimeraprórrogaCesión BOE 13/01/2004
LOQUIZUREDERRA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 21/74ZONA A
28/12/199622/02/200321/02/2008
2.032,7216.687,44
SHESACuenca del Cantábrico CentroSegunda prórrogaCesión BOE 22/06/2005
EL JUNCAL
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
28/03/199829/03/199828/03/2004
13.604,0 PETROLEUMCuenca del Valle del Guadalquivir-Cambio a Ley34/98- Modificación programa trabajos 18/03/2004
CANARIAS-1CANARIAS-2CANARIAS-3CANARIAS-4CANARIAS-5CANARIAS-6CANARIAS-7CANARIAS-8CANARIAS-9
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
23/01/200224/01/200223/01/2008
45.204,075.340,037.670,045.204,052.738,090.408,090.408,089.544,089,544,0
RIPSA
Cuenca de Islas CanariasSentencia del Tribunal Supremo sobreanulación parcial del Real Decreto deotorgamiento de los permisos
HUÉRMECES C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008
12.078,0 NORTHERN Cuenca del Cantábrico Burgalés
VALDERRE-DIBLE
C.A.C Y L BOC Y L 28/01/200229/01/200228/01/2008
24.065,0 NORTHERN Cuenca del Cantábrico Burgalés
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 227
228
Petr
óleo
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2006 (Continuación)
PermisosAdministración
competentePublicación
Fecha de
publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
SANTABÁRBARA
C.A. CASTILLA-LA MANCHA
DOCM 28/01/200229/01/200228/01/2008
39.114,0 ENAGASSolicitada la Concesión de Explotación Yela alMinisterio de Industria 01-06-2005/Cuenca de Madrid
LUBINA-1LUBINA-2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOELEY 34/98
21/02/200222/02/200221/02/2008
65.190,068.449,5
RIPSA Cuenca del Mediterráneo Norte
MIERESPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/04/2002
20/04/200219/04/2008
37.482,0HERITAGE
PETROLEUMPLC
Cuenca Asturiana
GIJÓNPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 29/11/2002
30/11/200229/11/2008
20.896,0HERITAGE
PETROLEUMPLC
Cuenca Asturiana
MARISMASMARINO NORTE
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009
20.406,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz
MARISMASMARINO SUR
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 05/08/200306/08/200305/08/2009
13.784,0 PETROLEUM Cuenca del Golfo de Cádiz
BALLENA 1
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
99.504,0 RIPSACuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005
BALLENA 2
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
93.285,0 RIPSACuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005
BALLENA 3
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
93.285,0 RIPSACuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005
BALLENA 4
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
93.285,0 RIPSACuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005
BALLENA 5
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 08/11/200309/11/200308/11/2009
99.504,0 RIPSA
Cuenca Astur-SantanderinaModificados plazos del programa de trabajos einversiones BOE 09/05/2005
ABIEGO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
37.926,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
PERALTILLA C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
25.484,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 228
229
Petr
óleo
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2006 (Continuación)
PermisosAdministración
competentePublicación
Fecha de
publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
BARBASTRO C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
38.126,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
BINÉFAR C.A. ARAGÓN BOA 24/11/200325/11/200324/11/2009
25.684,0SERICA
ENERGÍAIBÉRICA S.L.
Cuenca Pirineo Occidental
MURCIA B C.R. MURCIA BORM 30/12/200331/12/200330/12/2009
40.260,0 RIPSA Cuenca Bética
MURCIA A C.R. MURCIA BORM 31/12/200301/01/200431/12/2009
26.840,0 RIPSA Cuenca Bética
SIROCO A
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
41.352,0 RIPSA
Cuenca Bética-Mar de Alborán Modificaciones art. 2 Medioambiente BOE 15/04/2005Cesión participación BOE 27/04/2006
SIROCO B
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
82.704,0 RIPSA
Cuenca Bética-Mar de Alborán Modificaciones art. 2 Medioambiente BOE 15/04/2005Cesión participación BOE 27/04/2006
SIROCO C
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
82.704,0 RIPSA
Cuenca Bética-Mar de Alborán Modificaciones art. 2 Medioambiente BOE 15/04/2005Cesión participación BOE 27/04/2006
NARANJALEJO
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/02/200420/02/200419/02/2010
10.203,0 PETROLEUMCuenca del Golfo de CádizModificación art. 2 Medioambiente BOE 15/04/2005
LAVIANAPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.552,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
LIERESPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.510,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
CAMPOMANESPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.563,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
MONSACROPRINCIPADO DE
ASTURIASBOPA 19/03/2004
20/03/200419/03/2010
12.539,0HIDROCAR-BUROS DELCANTÁBRICO
Cuenca Asturiana
BASCONCILLOSH
C.A. CASTILLA YLEÓN
BOCYL 08/06/200409/06/200408/06/2010
19.442,82 NORTHERN Cuenca del Cantábrico Burgalés
REUSGENERALIDAD DE
CATALUÑADOGC 28/10/2005
29/10/200528/10/2011
25.684,0 ENAAGAS Cuenca Costero Catalana
VALLFOGONAESTE
GENERALIDAD DECATALUÑA
DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011
88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 229
ámbito territorial. Cuando la superficie del permiso
abarca a varias comunidades autónomas o se trata de
un permiso marino, las competencias corresponden a
la Administración Central. En 2006 se solicitaron a la
Administración Central siete permisos de inves-
tigación en cuencas marinas: «Albufera», «Benifayó»
y «Gandía», situados frente a las costas de Valencia y
«Chinook A», «Chinook B», «Chinook C» y
«Chinook D», localizados en el Mar de Alborán. La
compañía solicitante fue Medoil PLC en el caso de los
tres primeros permisos y CNWL Oil en el caso de los
cuatro últimos. Por lo que se refiere a permisos en
cuencas terrestres, Greenpark Energy España solicitó
el permiso Pisuerga situado en la Comunidad de
Castilla y León. Están pendientes de otorgamiento
de años anteriores por parte de la Junta de Andalucía
los permisos «Sevilla Sur», «Romeral Este»,
«Romeral Sur», «Juncal Este» y «Marismas D»,
solicitados por Petroleum Oil and Gas y por parte de
la Administración Central el permiso «Siroco D»,
siendo la compañía solicitante en este caso Repsol
Investigaciones Petrolíferas, S.A.
A 31 de diciembre de 2006 la cifra de permisos de
investigación vigentes ascendía a cincuenta. Desde la
promulgación de la Ley 34/98 se han otorgado un total
de sesenta y cuatro permisos de investigación. De ellos
cuarenta y cinco fueron otorgados por la Administración
Central habiendo habido competencia en doce permisos,
siete de ellos en 2002, cinco en 2003 y ninguno en 2004,
2005 y 2006.
En 2006 la Administración Central otorgó tres permisos
de investigación, todos ellos terrestres. La Sociedad de
Hidrocarburos de Euskadi S.A. es la titular y operadora
del permiso «Enara», localizado entre las comunidades
autónomas de Castilla y León y el País Vasco. El
permiso «Angosto-1», situado en las provincias de
Burgos, Cantabria y Vizcaya fue adjudicado a Sociedad
de Hidrocarburos de Euskadi, S.A. (42,823530% de
participación y que actúa como operador), Cambria
Europa Inc., Sucursal en España (35,294117%), y
Heyco Energy Holdings Limited (21,882353%). Por
último, el permiso «Ebro-A» situado en las comu-
nidades autónomas de La Rioja y el País Vasco, fue
230
Petr
óleo
Cuadro 2.1.1. Permisos de investigación vigentes 2006 (Continuación)
PermisosAdministración
competentePublicación
Fecha de
publicación
Período
Vigencia
Superficie
(Ha)Operador Observaciones
VALLFOGONAOESTE
GENERALIDAD DECATALUÑA
DOGC 16/11/200517/11/200516/11/2011
88.494,0 CEPSA Cuenca Pirineo oriental
EBRO-A
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/12/200620/12/200619/12/2012
21.744,24 SHESA Cuenca del Valle del Ebro
ANGOSTO-1
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/12/200620/12/200619/12/2012
26.119,8 SHESA Cuenca del Cantábrico-Burgalés
ENARA
MINISTERIO DEINDUSTRIA,TURISMO YCOMERCIO
BOE 19/12/200620/12/200619/12/2012
75.852 SHESA Cuenca del Cantábrico-Burgalés
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 230
otorgado a las compañías Sociedad de Hidrocarburos de
Euskadi, S.A. (25%), Unión Fenosa Gas Exploración y
Producción (28,571429%), Teredo Oils Limited,
Segunda Sucursal en España (36,428571%) y Nueva
Electricidad del Gas, S.A. (10%), siendo el operador
Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi, S.A.
No se otorgó ningún permiso marino ni tampoco en el
ámbito de competencias de las comunidades autónomas.
En tierra las zonas de investigación de mayor interés se
siguen centrando en la Cuenca Cantábrica y en el Valle
del Guadalquivir, si bien los permisos «Vallfogona Este»
y «Vallfogona Oeste» situados en la cuenca del Pirineo
Oriental, los de la cuenca del Pirineo Occidental en
Aragón que fueron otorgados en 2003, así como los
«Laviana», «Lieres», «Campomanes» y «Monsacro» en
Asturias adjudicados en 2004, y el permiso «Ebro-A»
situado en la cuenca del Valle del Ebro abren nuevas
expectativas. En el ámbito marino, las zonas de
investigación de mayor interés en estos últimos años se
han centrado en el Cantábrico Asturiano, el Golfo de
Cádiz, Mar de Alborán, offshore profundo de Canarias y
la tradicional del Mediterráneo Norte.
2.1.2. Concesiones de explotación
Las concesiones de explotación vigentes en tierra y en mar
en 2006 son las que figuran en los cuadros 2.1.2 y 2.1.3.
Las concesiones de explotación de hidrocarburos en
tierra se sitúan geográficamente en la Cuenca
Cantábrica y en el Valle del Guadalquivir. Lora produce
crudo desde 1966, actualmente en muy pequeña
cantidad. Este crudo se ha venido utilizando como
combustible en industrias de la zona. Las concesiones El
Romeral, El Ruedo y Las Barreras, situadas en el Valle
del Guadalquivir, producen gas que se utiliza para
producción de energía eléctrica. Las concesiones
Marismas están conectadas directamente a la red de gas
natural.
La concesión de explotación denominada Serrablo, situada
al norte de la provincia de Huesca sigue siendo utilizada en
la actualidad como almacenamiento de gas natural.
Las concesiones de explotación de crudo en mar se
sitúan geográficamente en la Cuenca Mediterránea
Norte frente a las costas de la provincia de Tarragona.
Las concesiones Poseidón, en el Golfo de Cádiz, son
productoras de gas. Dentro de la Cuenca del Golfo de
Vizcaya, la concesión Albatros está inactiva desde 1997.
Las concesiones Gaviota I y II están dedicadas al
almacenamiento de gas. En el apartado dedicado a
actividades de producción y almacenamiento se
desarrollan con más detalle estos términos.
2.1.3. Variaciones de dominio minero
En relación con la evolución del dominio minero en
permisos de investigación en el 2006 conviene destacar que:
— Desde la promulgación de la Ley 34/98 se han
otorgado 64 permisos de investigación. Todos los
permisos otorgados hasta el año 1998 inclusive y
en vigor a 31 de diciembre 2006, se siguen
rigiendo por la Ley 21/74 ya que para ninguno se
tiene constancia de que se haya solicitado la
aplicación de la Disposición Transitoria Primera de
la Ley 34/98, de 7 de octubre, del Sector de
Hidrocarburos a esa fecha, con la excepción del
permiso Juncal desde el 18 de marzo de 2004. A
partir de entonces los nuevos permisos otorgados
se rigen por la nueva Ley 34/98 citada.
— La renuncia total a los permisos Circe, Calypso Este
y Oeste, Sierra Sagra, Águila, Ibis, Flamenco, Cor-
morán, Gorrión, Halcón, Garceta y Cachalote 1 a 5.
231
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 231
232
Petr
óleo
Cuadro 2.1.2. Concesiones de Explotación vigentes 2006. Tierra
EmpresasParticipación
%Concesiones
BOE deOtorgamiento
PeríodoVigencia
Superficie(Ha)
Operador Observaciones
NORTHERNTEREDO 2
7030
LORA31/01/1967LEY 21/74ZONA A
31/01/196730/01/2017
10.619,29 NORTHERNCuenca del Cantábrico BurgalésCesión de participación BOE 27/11/2006
RIPSA 100 SERRABLO23/11/1982LEY 21/74ZONA A
24/11/198223/11/2012
11.124,96 RIPSA Cuenca del Pirineo Occidental
PETROLEUM 100 MARISMAS B114/09/1988LEY 34/98ZONA A
15/09/198814/09/2018
6.257,84 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
PETROLEUM 100 MARISMAS C114/09/1988LEY 34/98ZONA A
15/09/198814/09/2018
8.434,50 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
PETROLEUMNUELGASEASTERN
75,015,010,0
MARISMAS C214/07/1989LEY 34/98ZONA A
15/07/198914/08/2018
3.128,92 PETROLEUM
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
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
Cuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 02/12/2004Cambio a Ley 34/98 en 2004
NUELGAS 100 EL RUEDO-123/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
14.877,0 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
NUELGAS 100 EL RUEDO-223/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
14.050,50 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
NUELGAS 100 EL RUEDO-323/09/1993LEY 21/74ZONA A
24/09/199323/09/2023
13.224,0 NUELGAS Cuenca del Valle del Guadalquivir
PETROLEUMNUELGASEASTERN
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
PETROLEUMNUELGASEASTERN
79120
EL ROMERAL-228/07/1994LEY 21/74ZONA A
29/07/199428/07/2024
14.964,0 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 26/05/2005
PETROLEUMNUELGASEASTERN
79120
EL ROMERAL-328/07/1994LEY 21/74ZONA A
29/07/199428/07/2024
7.890,32 PETROLEUMCuenca del Valle del GuadalquivirCesión de participación BOE 26/05/2005
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
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 232
— La cesión en el permiso Sierra Sagra de un 40% de
participación de Ripsa a Gas Natural.
— La cesión en los permisos Siroco A, B y C de un
40% de participación de Ripsa a Gas Natural.
— En marzo de 2004 el Tribunal Supremo anuló
parcialmente el Real Decreto 1462/2001 de 21 de
diciembre, en relación con el otorgamiento de los
permisos de investigación de hidrocarburos
Canarias 1 a 9 otorgados a RIPSA (Repsol
Investigaciones Petrolíferas S.A.), frente a las costas
de Lanzarote y Fuerteventura. El Tribunal
fundamentó su decisión en que en el citado Real
Decreto no se mencionan las medidas de protección
medioambientales ni el plan de restauración
adecuado al plan de labores propuesto. El Tribunal
anuló el Real Decreto en lo que se refiere a las
labores proyectadas en el año tercero a sexto. En el
Consejo de Ministros del 11 de febrero de 2005, el
Gobierno estudió el asunto y aplazó su decisión
sobre la continuación de dicho plan de labores para
233
Petr
óleo
Cuadro 2.1.3. Concesiones de explotación vigentes 2006. Mar
EmpresasParticipación
%Concesiones
BOE deOtorgamiento
PeríodoVigencia
Superficie(Ha)
Operador Observaciones
RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA
67,35297,500017,64717,500
CASABLANCA27/12/1978LEY 21/74
ZONA C
28/12/197827/12/2008
7.036,00 RIPSA
Cuenca del Mediterráneo Norte: 4.786Ha. a Unitización con MONTANAZO D y266,76 Ha. a Unitilización conANGULA Cesión del 24/02/2004
PETROLEUMRIPSACEPSACNWL
17,062572,438
73,50
MONTANAZO D04/01/1980LEY 21/74
ZONA C
05/01/198004/01/2010
3.259,50 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte: 1.110 Ha. a Unitización con CASA-BLANCA Cesión del 24/02/2004
RIPSAPETROLEUMCNWLCEPSA
68,6700489,460312514,4721407,39750
UNITIZACIÓNCASABLANCA-MONTANAZO D
25/06/1980LEY 21/74
ZONA C
25/06/198027/12/2008
5.896,00 RIPSA
Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 1.110 Ha. a MON-TANAZO D y 4.786 Ha. a CASABLANCACesión del 24/02/2004
RIPSAMURPHY
8218
GAVIOTA IGAVIOTA II
14/07/1983LEY 21/74
ZONA C
15/07/198314/07/2013
7.960,003.234,00
RIPSA Cuenca del Golfo de Vizcaya
RIPSACNWL
53,8546,15
ANGULA03/12/1985LEY 21/74
ZONA C
04/12/198503/12/2015
3.129,00 RIPSACuenca del Mediterráneo Norte: 177,84 Ha. a Unitización con CASABLANCA
RIPSAMURPHY
8218
ALBATROS23/09/1993LEY 21/74
ZONA C
24/09/199314/07/2013
3.233,88 RIPSACuenca del Golfo de VizcayaRenuncia parcial 30/01/2003Cesión participación 30/01/2003
RIPSA 100 POSEIDÓN NORTE07/12/1995LEY 21/74
ZONA C
08/12/199507/12/2025
10.751,52 RIPSACuenca del Golfo de CádizRenuncia parcial BOE 13/08/2005
RIPSA 100 POSEIDÓN SUR07/12/1995LEY 21/74
ZONA C
08/12/199507/12/2025
3.583,84 RIPSACuenca del Golfo de CádizRenuncia parcial BOE 13/08/2005
RIPSACNWLCEPSAPETROLEUM
65,419515,580515,00004,000
RODABALLO19/09/1996LEY 21/74
ZONA C
20/09/199603/12/2015
4.954,44 RIPSA Cuenca del Mediterráneo Norte
RIPSACNWLPETROLEUMCEPSA
61,9517429,04826
4,504,50
UNITIZACIÓNANGULA-
CASABLANCA(BOQUERÓN)
R.DGE03/02/1997LEY 21/74
ZONA C
03/02/199727/12/2008
444,60 RIPSA
Cuenca del Mediterráneo Norte: Lasuperficie pertenece: 266,76 Ha. aCASABLANCA y 177,84 Ha. a ANGULACesión del 24/02/2004
Fuente: CNE
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 233
que RIPSA junto con sus socios puedan continuar
con las actuaciones previstas en Canarias, por lo que
los permisos siguen suspendidos en su vigencia a
finales de 2006.
En relación con la evolución del dominio minero en
concesiones en el 2006 conviene destacar que:
— Todas las concesiones en vigor se siguen rigiendo por
la Ley 21/74 con la excepción de las Marismas A, B1,
C1, C2 y Rebujena para las que el operador solicitó
en 2004 la aplicación de la Disposición Transitoria
Primera de la Ley 34/98, de 7 de Octubre, del Sector
de Hidrocarburos por la que se rigen actualmente.
— En el transcurso de 2006 no ha existido ningún
otorgamiento de nuevas concesiones de
explotación ni almacenamiento. Es interesante
reseñar que al no haberse producido un
otorgamiento de concesión de explotación de
hidrocarburos o de almacenamiento subterráneo
desde 1996 que se otorgó la concesión Rodaballo,
no ha habido todavía ninguna concesión otorgada
en el marco de la Ley 34/98, de 7 de octubre, del
Sector de Hidrocarburos.
— Se produjo la cesión de la participación de
Petroleum Oil & Gas Spain, S.A. (25%) a Northern
Petroleum Exploration, Ltd en la concesión Lora.
2.2. Actividades
2.2.1. Geofísica
En 2006 la actividad geofísica en España fue nula si bien
para 2007 está prevista la realización de nuevas
campañas.
2.2.2. Sondeos
En 2006 en España no se realizaron sondeos ni en zonas
terrestres ni en áreas marinas, si bien hay varios
previstos para 2007.
2.3. Producción en España
2.3.1. Crudo
El siguiente gráfico indica la evolución de la producción
mensual de crudo en 2006. La producción de crudo en
España en el año 2006 continuó la tendencia decreciente
234
Petr
óleo
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
Bbl
Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06
Gráfico 2.1.1. Producción mensual de crudo en 2006
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 234
de los últimos años con excepción de 2003 en el que
destacó el buen comportamiento de Casablanca.
Concretamente la producción de crudo en 2006 fue de
1.045.259 barriles, lo que supone una disminución del
15% aproximadamente respecto a la producción en
2005, que fue de 1.234.107 barriles.
La producción de crudo ha disminuido un 5,6% respecto
a 2005 en la concesión Ayoluengo y un 33,7% en
Unitización Casablanca-Montanazo D. Sin embargo, la
producción en Rodaballo creció un 4,2% y en
Unitización Angula-Casablanca un 24,62%. Esto se
debe fundamentalmente a cambios en las condiciones
operativas, ya que estos campos son maduros.
2.3.2. Gas
En relación con la producción de gas natural de origen
nacional, se produjeron en el año 2006 68,671 millones
de metros cúbicos, lo que supone un descenso del 60%
aproximadamente frente a 2005, que tuvo una
producción de gas de 171,088 millones de metros
cúbicos. Cabe señalar que en 2006 se produjo un
descenso de la producción de gas en Poseidón del
68,50% frente a 2005. La emisión nula o casi nula de gas
en Poseidón desde junio de 2006 se debió al
afloramiento temporal del gasoducto.
2.3.3. Evolución histórica
El gráfico 2.1.3 indica la evolución de la producción
anual de gas y crudo desde la fecha del primer
descubrimiento de gas en las antiguas concesiones de
gas Castillo y de crudo en Lora, que todavía permanece
en activo. Hasta 2000 la cifra más alta de producción de
crudo correspondió a 1983, alcanzando 2.977 millones
de toneladas. En ese momento se encontraban en activo
las concesiones de explotación Casablanca, Tarraco,
Dorada, Lora y San Carlos I y II (Amposta).
2.4. Almacenamiento
Los almacenamientos subterráneos de hidrocarburos se
regularon hasta la aparición de la Ley 34/98, tanto por la
21/74 sobre Régimen Jurídico de la Investigación y
Explotación de Hidrocarburos de 1974, como por la
Ley 22/73 de 21 de julio de Minas. Dentro del primer
caso se consideraron los almacenamientos subterráneos
provenientes de antiguos yacimientos de hidrocarburos.
En el segundo caso se incluían las estructuras
235
Petr
óleo
m3
Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06
Marismas El RuedoPoseidón Las Barreras El Romeral
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
14.000.000
Gráfico 2.1.2. Producción mensual de gas en 2006
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 235
subterráneas como un recurso de la sección B), referente
a minerales, de dicha ley.
La indefinición y planteamientos de aquella doble
legislación, hicieron necesaria una revisión de la misma
para los nuevos almacenamientos. Así en la Ley 34/98
se considera conjuntamente la explotación de los
yacimientos y la utilización de éstos y otras estructuras
subterráneas, como almacenamientos de cualquier tipo
de hidrocarburos dado que las técnicas de investigación
y desarrollo utilizadas en los dos casos son idénticas y
las problemáticas similares.
Cabe destacar que en 2006 se modificó la forma de
retribución de los almacenamientos mediante Orden
ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se
establece la retribución de los almacenamientos
subterráneos de gas natural incluidos en la red básica.
En España existen dos almacenamientos subterráneos
de gas natural, Serrablo y Gaviota. La concesión
Serrablo está situada en la provincia de Huesca y las
Gaviota I y II frente a las costas de Bermeo en Vizcaya.
En los dos almacenamientos se aprecia una actividad de
inyección en los meses de bajo consumo y de emisión a
la red cuando las condiciones son de fuerte demanda y
que coincide principalmente con los meses de invierno.
Los datos sobre inyección y emisión de gas natural en
Gaviota en 2006 fueron los siguientes:
Los datos sobre inyección y emisión de gas natural en
Serrablo en 2006 fueron los siguientes:
2.5. Inversiones
Los resultados del último año de referencia, 2006,
reflejan el bajo nivel de las inversiones en investigación
en los permisos otorgados por la Administración
Central. Tras un mínimo histórico de 6 millones de euros
en 1996, evolucionaron al alza después de una tendencia
constantemente decreciente casi desde 1986. En el
período entre 1999 y 2003 se mantuvo el ritmo de
inversión en este tipo de permisos, situándose tras un
máximo de 93 millones de euros en 2001, en niveles en
torno a los 50 millones. En 2004 y 2005 las inversiones
236
Petr
óleo
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
ktep
Crudo Gas
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Gráfico 2.1.3. Producción anual de gas y crudo
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 236
en exploración fueron de 19 y 38,7 millones de euros,
respectivamente. En 2006 la inversión ha descendido de
nuevo hasta el mínimo de 6 millones de euros por el
bajo nivel de actividad registrado. Esta tendencia no
debería en principio continuar en 2007 debido a las
solicitudes pendientes. En cualquier caso las
inversiones totales en exploración en 2006, han de ser
superiores al no estar contabilizadas en dichas cifras las
efectuadas en los permisos otorgados por las
comunidades autónomas.
Las inversiones en explotación en los últimos años han
sido reducidas. De los 40 millones de euros de 2001 se
ha pasado a 6 en 2006 al haberse finalizado la campaña
de desarrollos offshore del Mediterráneo y no haberse
producido descubrimientos signi-ficativos a desarrollar
en los últimos años. Las inversiones en explotación que
proporciona la Administración Central son sin embargo
las totales efectuadas en el país, dado que las
concesiones de explotación son de competencia
exclusiva de esa administración.
237
Petr
óleo
Cuadro 2.1.4. Almacenamiento subterráneo en Gaviota en 2006
Fuente: CNE
GAVIOTANm3
INYECCIÓN EMISIÓN
ACUMULADO
MES INYECCIÓN EMISIÓN
a 31/12/2005 5.330.754.375 3.687.590.327
Enero 0 100.373.745 5.330.754.375 3.787.964.072
Febrero 0 92.444.784 5.330.754.375 3.880.408.856
Marzo 14.703.917 58.204.162 5.345.458.292 3.938.613.018
Abril 123.358.635 0 5.468.816.927 3.938.613.018
Mayo 84.693.372 0 5.553.510.299 3.938.613.018
Junio 80.689.823 0 5.634.200.122 3.938.613.018
Julio 82.204.077 0 5.716.404.199 3.938.613.018
Agosto 106.558.510 0 5.822.962.709 3.938.613.018
Septiembre 0 0 5.822.962.709 3.938.613.018
Octubre 0 0 5.822.962.709 3.938.613.018
Noviembre 0 21.459.620 5.822.962.709 3.960.072.018
Diciembre 0 87.443.220 5.822.962.709 4.047.515.858
TOTAL 492.208.334 359.925.531 5.822.962.709 4.047.515.858
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 237
238
Petr
óleo
Cuadro 2.1.5. Almacenamiento subterráneo en Serrablo en 2006
Fuente: CNE
SERRABLONm3
INYECCIÓN EMISIÓN
ACUMULADO
MES INYECCIÓN EMISIÓN
a 31/12/2005 3.029.007.476 2.355.654.619
Enero 0 92.566.602 3.029.007.476 2.448.221.221
Febrero 0 97.229.358 3.029.007.476 2.545.450.579
Marzo 6.187.277 45.218.472 3.035.194.753 2.590.669.051
Abril 96.888.939 0 3.132.083.692 2.590.669.051
Mayo 103.350.832 0 3.232.434.524 2.590.669.051
Junio 68.874.289 0 3.304.308.813 2.590.669.051
Julio 17.316.877 0 3.321.625.690 2.590.669.051
Agosto 36.299.051 0 3.357.924.741 2.590.669.051
Septiembre 21.539.691 0 3.379.464.432 2.590.669.051
Octubre 0 0 3.379.464.432 2.590.669.051
Noviembre 0 13.773.745 3.379.464.432 2.604.442.796
Diciembre 0 46.027.351 3.379.464.432 2.650.470.147
TOTAL 350.456.956 294.815.528 3.379.464.432 2.650.470.147
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 238
3.1. La actividad de refino en España
En España existen diez refinerías pertenecientes a tres
grupos: REPSOL YPF, CEPSA y BP OIL ESPAÑA.
Todas las refinerías españolas, excepto la de
Puertollano, se encuentran situadas en el litoral; las
refinerías peninsulares están conectadas a la red de
oleoductos de productos.
La capacidad de refino total instalada en Espa-
ña a finales de 2006 alcanzó los 65,6 millones
de toneladas/año (MTm/año), incluida ASESA, de-
dicada exclusivamente a la producción de asfaltos.
Por su parte, la capacidad anual de conversión por
unidades se ha mantenido en los mismos niveles que
en 2005, alcanzando en 2006 el FCC equivalente los
23,08 MTm/año.
Las inversiones en desulfuración continuaron creciendo,
para cumplir las nuevas especificaciones exigibles a los
productos petrolíferos. Se concentraron en la
desulfuración de medios, pasando de 27,5 MTm/año a
28,4MTm/año (+3,4%). Asimismo, han crecido (+2,9%)
las inversiones en desulfuración de destilados de naftas,
alcanzando una capacidad final de 11,3 MTm/año.
Con estas inversiones, la capacidad de desulfuración
representa ya un 60,5% de la capacidad de refino.
El total de materia prima procesada en las refinerías
españolas en el año 2006 aumentó hasta los 61,9 mi-
llones de toneladas (MTm), 1,045 MTm más que en
el año 2005. Como se observa en el gráfico 3.1.2, la
media mensual de materia prima procesada ha
aumentado un 1,7% respecto a 2005 (pasando de
5,075 MTm en 2005 a 5,160 MTm en 2006). A su
vez, en 2006 la utilización de la capacidad de refino
ha sido 0,7 puntos porcentuales superior a la del año
anterior (92,5% en 2005 y 93,2% en 2006).
Del total del crudo procesado, únicamente 135.000
toneladas provienen de producción interior (-18,5% vs
2005); el resto del crudo procesado procede de
239
Petr
óleo
3. Refino
Gráfico 3.1.1. Situación geográfica y capacidades de las refinerías en España
TENERIFE
LA CORUÑA
HUELVA
PUERTOLLANO
BILBAO
TARRAGONA
CASTELLÓN
CARTAGENA
SAN ROQUE
Refinería Capacidad MTm/a FCC EQ. MTm/a
Cartagena 5,0 —
La Coruña 6,0 4,4
Puertollano 7,0 5,1
Tarragona 8,0 3,7
Bilbao 11,0 4,0
Tenerife 4,5 0,7
Algeciras 12 2,7
Huelva 5 1,1
Asesa 1,1 —
Castellón 6,0 1,5
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 239
importaciones con origen en África (31,7%), Oriente
Medio (25,1%), Federación Rusa y ex repúblicas
soviéticas (19,3%), América (18,2%) y Europa (5,7%).
Al contrario que en los últimos años, en 2006
descendieron los márgenes medios para una refinería
europea de tipo cracking (50% MED Ural/50% NWE
Brent) situándose en 4,70 U$/Bbl. Por su parte, para la
configuración hydroskimming los márgenes se
mantienen en valores negativos (-2,33 US$/Bbl). En
España, siguiendo la tendencia de los márgenes
europeos en la configuración cracking, el margen medio
se redujo en 2006 hasta situarse en 3,60 US$/Bbl.
3.2. Las compañías que refinan en España
El grupo REPSOL YPF dispone de una capacidad de
refino en España de aproximadamente 37 millones de
toneladas/año (MTm/año), incluyendo la refinería de
PETRONOR. Por su parte, el grupo CEPSA es titular de
tres refinerías con una capacidad total de apro-
ximadamente 21,5 MTm/año. Por último, BP OIL
ESPAÑA dispone de una capacidad en territorio español
de 6 MTm/año. Además, ASESA, participada al 50%
por REPSOL YPF y CEPSA, cuenta con una capacidad
de 1,1 MTm/año.
REPSOL YPF
El grupo REPSOL YPF ostenta una participación
mayoritaria en dos sociedades dedicadas al refino en
España: REPSOL PETRÓLEO (99,97%) y PE-
TRÓLEOS DEL NORTE (PETRONOR), sociedad en la
que participa con un 85,98%. La primera es titular de
cuatro refinerías en Cartagena (Murcia), La Coruña,
Puertollano (Ciudad Real) y Tarragona, mientras que la
240
Petr
óleo
5,5
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2005 2006 Media 2005 Media 2006
FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
6,0
5,5
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
6,0
Gráfico 3.1.2. Materia prima procesada en refinerías españolas 2005-2006Datos en millones de toneladas
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 240
241
Petr
óleo
6,0
50
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
–1,0
-2,0
-3,0
UE Crack UE Hydros España (2)
UE Cracking UE Hydros Espa�a (2)
2001 2002 2003 2005 (1)2004 (1) 2006 (1)
Gráfico 3.1.3. Márgenes de refino España y Unión Europea 2001-2006(1)
Datos en US$/Bbl
(1) Desde 2004 se aplica la nueva metodología de la AIE.(2) 30% NWE Brent + 70% MED Ural y 20% hydroskimming + 80% craking.
Fuente: Agencia Internacional de la Energía.
BP Oil España9%
Repsol YPF58%
Cepsa33%
Gráfico 3.2.1. Cuota de mercado capacidad de refino en España 2006
Datos en porcentaje
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 241
segunda es titular de una refinería en Muskiz (Vizcaya).
Además, REPSOL YPF tiene una participación del 50%
en la compañía ASESA, dedicada a la producción de
asfaltos.
Refinería de Cartagena: Dispone de un terminal
marítimo con ocho frentes de atraque y un parque de
almacenamiento. Se trata de una ref inería con
esquema hydroskimming, con una capacidad de
refino de 5 millones de toneladas/año (MTm/año).
Posee una planta de lubricantes con una capacidad de
135.000 Tm/año y una planta de producción de
asfaltos con capacidad de 300.000 Tm/año. Dispone de
una capacidad de almacenamiento de materias primas
de 2.032 miles de toneladas y de 1.205 miles de m3 de
productos.
Refinería de La Coruña: Se trata de una refinería de
conversión profunda (Reformado, FCC, Coker) y
capacidad de destilación atmosférica de 6 millones de
toneladas/año (MTm/año). Es la única refinería en
España con proceso de calcinación de coque que
permite obtener carbón de petróleo de alta calidad.
Asimismo, dispone de una planta de producción de
asfaltos con una capacidad de 100.000 Tm/año. Esta
refinería abastece la zona norte de España y exporta
productos al mercado americano y al norte de Europa.
Cuenta con una capacidad de almacenamiento de
materias primas de 1.011 miles de toneladas y 650 miles
de m3 de productos.
Refinería de Puertollano: Es la única refinería ubicada
en el interior peninsular. Se trata de una refinería de
conversión profunda (Reformado, Mild-hydrocracker,
FCC y Coker), con capacidad de destilación de
7 millones de toneladas/año (MTm/año). Además,
cuenta con una planta de lubricantes con capacidad de
110.000 Tm/año y una planta de producción de asfaltos
(300.000 Tm/año). En el año 2004 se puso en marcha
una unidad de Mild-hydrocracker con una capacidad de
1.800 miles de toneladas anuales. Dispone, además, de
una capacidad de almacenamiento de materias primas de
1.133 miles de toneladas y de 1.000 miles de m3 de
productos.
Refinería de Tarragona: Tiene su área de influencia en
el noreste español así como en la cuenca mediterránea
europea. Las instalaciones con que cuenta en su terminal
marítimo son un pantalán con 5 frentes de atraque y una
monoboya. Se trata de una refinería con esquema de
conversión que incluye Reformado, Viscorreducción e
Hydrocracker y cuenta con una capacidad de refino de 8
millones de toneladas/año (MTm/año). Dispone de una
capacidad de almacenamiento de materias primas de
1.426 miles de toneladas y de 1.058 miles de m3 de
productos.
Refinería de Muskiz: Está conectada por oleoducto
a los atraques portuarios de uno de los puertos
de mayor calado de Europa. Se trata de una refine-
ría con un esquema de conversión (Reformado,
FCC, Viscorreducción y Mild-hydrocracker) y una
capacidad de destilación de 11 millones de tone-
ladas al año (MTm/año). Dispone de una plan-
ta de producción de asfalto de capacidad de
260.000 Tm/año. Su capacidad de almacenamiento es
de 1.279 miles de toneladas para materias primas y
922 miles de m3 de productos.
CEPSA
El Grupo CEPSA es titular de tres refinerías: Tenerife,
Gibraltar y La Rábida. Asimismo participa en un 50%
en ASESA.
Refinería de Tenerife: Situada en Santa Cruz de
Tenerife, es la refinería más antigua de España.
Dispone de una serie de terminales marítimos que
242
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 242
posibilitan tanto la descarga de crudo como la salida
de productos terminados. Se trata de una refinería
hydroskimming con una capacidad de destila-
ción de 4,5 millones de toneladas/año (MTm/año),
disponiendo además de una unidad de viscorreducción
y de una planta de asfaltos de 342.000 Tm/año de
capacidad nominal. Adicionalmente, cuenta con una
capacidad de almacenamiento de materias primas de
408 miles de toneladas y de 802 miles de m3 de
productos.
Refinería de Gibraltar: Situada en Algeciras
(Cádiz), incorpora un terminal marítimo con un
pantalán con 6 atraques. Tiene una capacidad de
refino de 12 millones de toneladas/año (MTm/año)
con un esquema de conversión que incluye
Reformado, FCC y Viscorreducción. Se encuentra
integrada dentro de un polo petroquímico y dispone
de una planta de producción de lubricantes
(propiedad de LUBRISUR, sociedad que en el año
2006 ha pasado a ser controlada el 100% por
CEPSA) con una capacidad de 250.000 Tm/año.
Dispone de una capacidad de almacenamiento de 796
miles de toneladas de materias primas y de 1.058 mi-
les de m3 de productos.
Refinería de La Rábida: Situada en Palos de la
Frontera (Huelva), cuenta con un terminal marítimo
con una monoboya para la descarga de crudo y dos
muelles de salida de productos. Su capacidad de
destilación es de 5 millones de toneladas/año
(MTm/año) y dispone de esquema de conversión
(Reformado, FCC y Viscorreducción); cuenta con
una planta para la fabricación de aceites lubricantes
y asfaltos con una capacidad de producción anual de
más de 192.000 Tm/año y 372.000 Tm/año, respec-
tivamente. Su capacidad de almacenamiento de
materias primas es de 1.180 miles de toneladas y de
731 miles de m3 de productos.
BP OIL ESPAÑA
El Grupo BP OIL ESPAÑA es titular del 100% de la
refinería de Castellón de la Plana.
Refinería de Castellón: Dispone de una extensión de
200 hectáreas y un terminal marítimo con un campo de
boyas y un atraque. Tiene un esquema de conversión que
incluye Reformado y FCC y una capacidad de
destilación de 6 millones de toneladas/año (MTm/año).
Cuenta con una planta de producción de asfaltos con una
capacidad de 250.000 Tm/año. Además, dispone de una
capacidad de almacenamiento de 626 miles de m3 de
crudo y de 441 miles de m3 de productos.
243
Petr
óleo
Cuadro 3.2.1. Capacidad de almacenamiento de lasrefinerías españolas a 31/12/2006
Materias Productos (*)primas (Tm) (m3)
Cartagena 2.032.000 1.204.600
La Coruña 1.011.000 649.800
Puertollano 1.133.000 1.000.400
Tarragona 1.426.100 1.058.000
Bilbao 1.279.000 922.300
Repsol YPF 6.881.100 4.835.100
Tenerife 407.990 801.730
Algeciras 796.340 1.058.070
Huelva 1.179.674 730.702
Cepsa 2.384.004 2.590.502
Castellón 626.000 440.941
BP 626.000 440.941
(*) Incluye GLP.
Fuente: Refinerías.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 243
ASESA
Sociedad participada al 50% por REPSOL PETRÓLEO
y CEPSA. Esta refinería, situada en Tarragona, está
construida para el tratamiento de crudos pesados para la
producción de asfaltos. Tiene una capacidad nominal de
1,1 MTm/año.
3.3. Inversiones en la actividad de refino enEspaña
REPSOL YPF
El Grupo REPSOL YPF ha realizado inversiones
relevantes en su refinería de Bilbao, donde comenzó la
puesta en marcha de la Unidad de Desulfuración de
Destilados Medios con una capacidad de 1,1 MTm/año
CEPSA
La compañía ha realizado diferentes inversiones de
mejora en sus tres refinerías, por un monto total de 275
millones de euros (M€), de los cuales el 86,1% fueron
destinados a la refinería de La Rábida, el 12,0% a la
refinería de Gibraltar y el restante 1,9% a la refinería de
Tenerife.
BP OIL ESPAÑA
BP OIL ESPAÑA en el año 2006 una planta de
coquización retardada en la refinería de Castellón con
el objetivo de aumentar la producción de diesel,
fabricar coque y eliminar la producción de fuel oil,
cuya finalización está prevista para mediados del año
2008.
244
Petr
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04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 244
245
Petr
óleo
4.1. Marco sectorial
En el año 2006 no se produjeron novedades destacables
en el marco regulador de la obligación de man-
tenimiento de existencias mínimas de seguridad en
España. En este sentido, la norma vigente continuó
siendo el Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el
que se regula la obligación de mantenimiento de
existencias mínimas de seguridad, la diversificación de
abastecimiento de gas natural y la Corporación de
Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos. Este
Real Decreto introdujo introdujo importantes novedades
en el marco regulador de la obligación de mante-
nimiento de existencias mínimas de seguridad a fin de
adaptarlo a la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector
de Hidrocarburos.
El aspecto más importante de esta reforma consistió en
la ampliación de 30 a 45 días del volumen de existencias
mínimas que tienen la consideración de reservas
estratégicas. A este respecto, la Orden ITC/543/2005, de
3 de marzo, preveía un proceso de adaptación del
volumen de reservas estratégicas que debería estar
culminado antes del 31 de diciembre de 2007.
En este sentido, la Dirección General de Política
Energética y Minas aprobó dos Resoluciones en el año
2006 en las que se establecían las obligaciones de
mantenimiento de existencias mínimas de seguridad
de productos petrolíferos, tanto de CORES como de los
sujetos obligados. Concretamente, la Resolución de 7 de
junio de 2006, determinaba las obligaciones a partir del
1 de julio de 2006, mientras que la Resolución de 14
diciembre de 2006 las establecía a partir del 31 de
diciembre de 2006.
Por otra parte, en materia de seguridad industrial, el Real
Decreto 1416/2006, de 1 de diciembre, aprobó la
Instrucción Técnica Complementaria MI-IP 06 de
«Procedimiento para dejar fuera de servicio los tanques
de almacenamiento de productos petrolíferos líquidos».
Fuera ya del marco regulatorio cabe reseñar la puesta en
marcha durante el ejercicio 2006 de un nuevo parque de
almacenamiento ubicado en Santurce-El Calero
(Vizcaya), titularidad de CLH, con una capacidad total
de almacenamiento de 209.000 m3, que sustituirá a las
instalaciones de Santurce y Somorrostro, las cuales
serán desmanteladas en 2007.
4.2. La actividad logística en España
4.2.1. Actividad de CLH
El sistema logístico de la COMPAÑÍA LOGÍSTICA DE
HIDROCARBUROS CLH, S.A., continúa siendo el más
relevante en España. Contaba a 31 de diciembre de 2006
con 3.483 km de oleoductos de productos, 40 ins-
talaciones de almacenamiento y 28 instalaciones
aeroportuarias, así como con dos buques-tanque ajenos
para transportes insulares (fletados actualmente en
régimen de time charter) y con gabarras destinadas al
servicio de bunkering.
La red de oleoductos constituye el principal medio de
transporte de CLH conectando las 8 refinerías
peninsulares y los principales puertos con los centros de
almacenamiento ubicado cerca de los puntos de
consumo. Dispone de un sistema de control basado en
comunicaciones vía satélite, centralizándose, desde un
dispatching o centro de control, los diferentes equipos y
parámetros que configuran la red. Su actividad permite
el abastecimiento de la zona centro de la península
desde las zonas sur y nordeste, con algunos tramos
reversibles que dotan al sistema de mayor versatilidad.
En el ejercicio 2006, las salidas totales de productos del
sistema de CLH ascendieron a 39,7 millones de
4. Logística de productos petrolíferos en España
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 245
toneladas, un 0,89% por debajo de las registradas en
2005. Esta variación se explica, principalmente, por una
disminución de las salidas de gasolinas (-7,51%) y
fuelóleos (-16,76%) y a pesar del incremento de la
actividad en gasóleos (+0,76%).
Respecto a la actividad de los medios de transporte, el
transporte por oleoductos, el medio más representativo,
disminuyó su actividad un 1,12%, mientras que los otros
medios experimentaron un descenso del 15,46% en el
caso de los buques-tanque y del 7,32% en el de los
camiones-cisterna.
En cuanto al reparto de los stocks de la compañía, las
existencias de CORES representaban a 31 de diciembre
de 2006 el 45,7% de las existencias almacenadas, las
existencias operativas el 27,7%, las existencias mínimas
de seguridad el 21,6% y las existencias de la compañía
el restante 5%. Las existencias totales almacenadas a 31
de diciembre de 2006 eran un 0,14% superiores a las
almacenadas en la misma fecha de 2005.
Las inversiones efectuadas por CLH durante el
ejercicio 2006, 124.592 miles de euros, fueron un
37,9% superiores a las del año anterior. Este aumento
246
Petr
óleo
LA CORUÑAGIJÓN
SANTANDER BILBAO
GERONA
LEÓN RIVABELLOSAPAMPLONA
ZARAGOZALÉRIDA
BARCELONA
TARRAGONA
MAHÓN
PALMA
CASTELLÓN
ALBUIXECH
ALICANTE
CARTAGENA
IBIZA
BURGOS
MONZALBARBA
VALLADOLID
VIGO
SALAMANCA TORREJÓN
BARAJAS
VILLAVERDEALCÁZAR
PUERTOLLANO
MÉRIDA
CÓRDOBA
ALMERÍAMOTRIL
MÁLAGA
ALGECIRAS
SEVILLAHUELVA
ROTA
OLEODUCTO (3.483 km)ALMACENAMIENTO (40)AEROPUERTO (28)
LOECHES
LA MUELLA
Gráfico 4.2.1. Logística de CLH
Fuente: CLH.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 246
se debe esencialmente a las inversiones en
instalaciones de almacenamiento, que significaron un
76% del total; el resto de inversiones se distribuyeron
entre medios de transporte (22%) y otras inversiones
(3%). Los principales proyectos de inversión
acometidos en dicho ejercicio fueron la puesta en
marcha de la nueva instalación de almacenamiento de
Vizcaya en Santurce y construcción de una nueva
estación de bombeo, la f inalización de las
ampliaciones de la capacidad de almacenamiento en
las instalaciones de Huelva, Alcázar de San Juan
(Ciudad Real) y Mérida (Badajoz), la introducción de
las mezclas de gasóleos con biocarburantes en las
instalaciones de almacenamiento de Villaverde
(Madrid), Barcelona y Santurce (Vizcaya) y la
adecuación de las instalaciones de almacenamiento
por desaparición de la gasolina 97 I.O.
4.2.2. Logística alternativa a CLH
La capacidad total de almacenamiento a 31 de diciembre
de 2006 de las compañías que prestan servicio de
almacenamiento alternativo a CLH era de 3,209 millones
de m3 (Mm3) en Península y Baleares y de 1,009 Mm3 en
Canarias, Ceuta y Melilla. Algunas de las instalaciones
de almacenamiento situadas en Península y Baleares
están conectadas con la red de oleoductos de CLH.
DECAL ESPAÑA, S.A., cuenta con dos instalaciones
de almacenamiento para gasolinas y gasóleos situa-
247
Petr
óleo
LA CORUÑA GIJÓNSANTANDER
BILBAO
GERONA
LEÓN RIVABELLOSAPAMPLONA
ZARAGOZALÉRIDA
BARCELONA
TARRAGONA
MAHÓN
PALMA
CASTELLÓN
ALBUIXECH
ALICANTE
CARTAGENA
IBIZA
BURGOSMONZALBARBA
VALLADOLID
VIGO
SALAMANCA TORREJÓN
BARAJAS
VILLAVERDEALCÁZAR
PUERTOLLANO
MERIDA
CÓRDOBA
GRANADA
ALMERÍAMOTRIL
MÁLAGA
ALGECIRAS
SEVILLAHUELVA
ROTA
OLEODUCTO CLH (3.483 km)
CEUTA MELILLA
REFINERÍA
OLEODUCTO REPSOL YPF (358 km)
TENERIFE
LA MUELLA
LOECHES
Gráfico 4.2.2. Logística básica en España a 31/12/2006
Compañía Inst. km3
CLH 68 6.168DECAL 2 695MEROIL 1 650T. PORTUARIAS 3 361EUROENERGO 1 333FORESTAL ATL 1 260DISA 7 207TERQUIMSA 2 198DUCAR 2 194PETROCAN 2 193T. CANARIOS 4 176G. FELGUERA 2 173ESERGUI 1 150PTROVAL 1 139SARAS 1 103ATLAS 2 72FORESA 1 55SHELL 1 62AGIP 1 56CHEVRON 1 55CMD 4 45TERQUISA 1 29GOIL 1 6BIOGAL 1 1GASTECO 1 0,1CEPSA AVIAC 3 426 COMPAÑÍAS 114 10.387 Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 247
das en Huelva y Barcelona, pudiendo esta última
almacenar también fuelóleos. La instalación de Barce-
lona cuenta con una capacidad nominal total de
445.100 m3. A fecha 31 de diciembre de 2006 se
almacenaban 22.887 m3 de gasolinas, 244.480 m3 de
gasóleos, 42.002 toneladas de fuelóleos y 2.724 m3
de biocarburantes. La instalación de Huelva dispone de
una capacidad total de 250.264 m3. El volumen
almacenado a 31 de diciembre de 2006 era de 5.166 m3
de gasolinas y 171.520 m3 de gasóleos.
TERMINALES PORTUARIAS, S.L., posee instalaciones
de almacenamiento de productos petrolíferos en los puertos
de Barcelona, Bilbao y Valencia. En el puerto de Barcelona
su capacidad nominal de almacenamiento de produc-
tos petrolíferos asciende a 164.537 m3, con un volu-
men almacenando a 31 de diciembre de 2006 de 1.435 m3
de gasolinas, 21.540 m3 de querosenos, 66.032 m3 de
gasóleos, 3.138 Tm de fuelóleos y 6.048 m3 de biocar-
burantes (éster metílico). En el puerto de Bilbao (Zierbena)
la compañía dispone de una capacidad de almacenamiento
de productos petrolíferos de 186.276 m3, con un volumen
de productos almacenados, a 31 de diciembre de 2006, de
994 m3 de gasolinas, 89.089 m3 de gasóleos y 3.969 m3 de
biocarburantes. Por último, en el puerto de Valencia la
capacidad nominal de almacenamiento asciende a
10.600 m3; almacenando a 31 de diciembre de 2006
1.015 m3 de gasóleos y 4.013 Tm de fuelóleos.
TERMINALES QUÍMICOS, S.A., posee dos ins-
talaciones de almacenamiento, en Tarragona y Barcelona.
La instalación de Tarragona cuenta con una capacidad de
almacenamiento de productos de 191.832 m3. A 31 de
diciembre de 2006 almacenaba 10.562 m3 de gasolinas,
32.318 m3 de gasóleos, 1.581 m3 de biocarburantes (éster
metílico) y 43.286 m3 de querosenos. La instalación de
Barcelona cuenta con una capacidad total de alma-
cenamiento de fuelóleos de 6.016 Tm, almacenando, a 31
de diciembre de 2006, 402 Tm.
TERMINALES QUÍMICOS DE SANTANDER, S.A.,
cuenta con una planta de almacenamiento en el puerto
de Santander, cuya capacidad de almacenamiento de
productos petrolíferos es de 28.700 m3. A 31 de di-
ciembre de 2006 almacenaba 4.531 m3 de gasolinas y
10.821 m3 de gasóleos.
PETROLÍFERA DUCAR, S.A., cuenta con tres ins-
talaciones de almacenamiento, dos en Ceuta y una en
Las Palmas de Gran Canaria. Las instalaciones de
almacenamiento («Ducar I» y «Ducar II») situadas en la
Ciudad Autónoma de Ceuta disponen de una capacidad
nominal de almacenamiento de 84.400 y 36.000 m3, res-
pectivamente. A 31 de diciembre de 2006, en «Ducar I»
se almacenaban 14.581 m3 de gasóleos y 34.430 Tm de
fuelóleo, mientras que en «Ducar II», se almacenaban
20.422 Tm de fuelóleos. Por su parte, la instalación
localizada en Las Palmas de Gran Canaria tiene una
capacidad de almacenamiento de 73.500 m3 contando, a
31 de diciembre, con 7.096 m3 de gasóleos y 32.284 Tm
de fuelóleos.
FORESTAL DEL ATLÁNTICO, S.A., es propietaria de
una planta de almacenamiento en Mugardos (La
Coruña), con una capacidad nominal de 259.800 m3. El
volumen de productos petrolíferos almacenados a 31 de
diciembre de 2006 estaba constituido por 122.454 m3
de gasóleos, y 38.966 Tm de fuelóleos.
TERMINALES CANARIOS, S.L., cuenta con dos
instalaciones de almacenamiento en Tenerife y otras dos
en Gran Canaria. Las instalaciones sitas en Tenerife
(puerto de Santa Cruz y aeropuerto de Tenerife-Sur),
disponen de una capacidad de 87.720 y 2.150 m3,
respectivamente. En cuanto a las instalaciones situadas
en Gran Canaria (puerto de Las Palmas y aeropuerto de
Gran Canaria) presentan unas capacidades de alma-
cenamiento de 84.064 y 2.350 m3, respectivamente. El
volumen de productos almacenados a 31 de diciembre
248
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 248
de 2006 en las instalaciones del puerto de Santa Cruz de
Tenerife se distribuyen en 9.150 m3 de gasolinas, 9.631
m3 de gasóleos, 5.749 m3 de querosenos y 589 Tm de
fuelóleos; en la instalación portuaria de Las Palmas, se
almacenaba a 31 de diciembre de 2006, 7.160 m3 de
gasolinas, 16.420 m3 de gasóleos, 1.046 Tm de fuelóleos
y 23.654 m3 de querosenos. El volumen de queroseno
almacenado a 31 de diciembre de 2006 en las
instalaciones aeroportuarias era de 455 m3 en Tenerife-
Sur y 732 m3 en Gran Canaria, incluyendo en estos
volúmenes el stock en redes de hidrante de los
aeropuertos.
ESERGUI, S.A., es propietaria de una instalación de
almacenamiento situada en Zierbena (Puerto de Bilbao),
que a 31 de diciembre de 2006 almacenaba 11.187 m3
de gasolinas, 97.634 m3 de gasóleos y 34 m3 de
biocarburantes. La instalación cuenta con una capacidad
de 150.100m3 y está formada por 13 tanques de
diferentes capacidades para gasóleos, gasolinas y
biocarburantes.
PETRÓLEOS DE VALENCIA, S.A.U. (filial de GALP
ENERGÍA), cuenta con tanques de almacenamiento
localizados en el puerto de Valencia con una capacidad
nominal total de 139.043 m3. A 31 de diciembre de 2006
almacenaba 7.736 m3 de gasolinas y 74.767 m3 de
gasóleos.
DISTRIBUIDORA INDUSTRIAL, S.A., contaba en
diciembre de 2006 con siete instalaciones, seis en las Islas
Canarias: Fuerteventura, Lanzarote, Gran Canaria, La
Gomera, El Hierro y La Palma, y una en Melilla.
La capacidad total de las siete plantas es de 34.376 m3
de gasolinas, 84.517 m3 de gasóleos, 54.079 m3 de
querosenos y 33.873 Tm de fuelóleos. El volumen
de gasolinas, gasóleos y querosenos almacenados a 31 de
diciembre de 2006 ascendía a 24.587, 69.935 y 17.681 m3,
respectivamente, a los que hay que sumar 17.648 Tm de
fuelóleos. La compañía no ha realizado inversiones para
incrementar la capacidad en 2006. Sin embargo, se pueden
resaltar la modernización y mejora de la instalación de
Salinetas (Gran Canaria), así como otras obras de mejora
en la instalación en Fuerteventura.
SARAS ENERGÍA, S.A., tiene una instalación de
almacenamiento situada en Cartagena, la cual dispone
de una capacidad de 102.943 m3, dividida en 6 tanques
de gasóleos y 4 tanques de gasolinas. El volumen de
productos petrolíferos almacenados a 31 de diciembre
de 2006 ascendía a 4.025 m3 de gasolinas y 69.762 m3
de gasóleos.
CEPSA participa mayoritariamente en cuatro compañías
que desarrollan su actividad en las Islas Canarias y en las
Ciudades Autónomas de Ceuta y Melilla. ATLAS, S.A.,
tiene dos instalaciones de almacenamiento: una situada en
Ceuta, cuya capacidad total de almacenamiento de
productos petrolíferos es de 70.100 m3, almacenando a 31
de diciembre de 2006, 2.798 m3 de gasolinas, 21.083 m3
de gasóleos y 12.455 Tm de fuelóleos; y otra situada en
Melilla, con una capacidad de 2.400 m3, la cual
almacenaba, a 31 de diciembre de 2006, 1.034 m3 de
gasóleos. PETRÓLEOS DE CANARIAS, S.A. dispone
de una capacidad de almacenamiento de 192.789 m3,
dividida en sus instalaciones de Las Palmas de Gran
Canaria (82.844 m3) y de Santa Cruz de Tenerife (109.945
m3); a 31 de diciembre de 2006 almacenaba en Las
Palmas 13.204 m3 de gasóleos y 22.316 Tm de fuelóleos,
y en Santa Cruz de Tenerife 7.955 m3 de gasóleos y
14.137 Tm de fuelóleos. La actividad de almacenamiento
de CMD AEROPUERTOS CANARIOS, S.L., se centra
en los aeropuertos de Gran Canaria, Tenerife-Sur,
Lanzarote y Fuerteventura, sumando una capacidad de
almacenamiento de 45.161 m3; su volumen de productos
almacenados a 31 de diciembre de 2006 era de 29.775 m3.
Por último, CEPSA AVIACIÓN, S.A., dispone de
instalaciones de almacenamiento en los aeropuertos
249
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 249
de Tenerife-Norte, La Palma y Melilla, ascendiendo su
capacidad de almacenamiento a 4.340 m3; a 31 de di-
ciembre de 2006 almacenaba 2.811 m3 de productos
petrolíferos.
FORESA cuenta con una planta de almacenamiento
situada en Villagarcía de Arosa (Pontevedra), cuya
capacidad es de 54.700 m3. A 31 de diciembre de 2006
el volumen de producto almacenado ascendía a 124 m3
de gasolinas, 9.313 de gasóleos y 5.996 Tm de fuelóleos.
SHELL ESPAÑA, S.A., a diciembre de 2006 cuenta con
una instalación de almacenamiento de productos
petrolíferos, en Las Palmas de Gran Canaria, con una
capacidad de almacenamiento de productos petrolíferos
de 61.780 m3. El volumen de productos almacenados a
31 de diciembre del ejercicio 2006 era 8.954 m3 de
gasóleos y 3.940 m3 de fuelóleos.
CHEVRON ESPAÑA S.A., cuenta con una instalación
de almacenamiento en Las Palmas de Gran Canaria. La
capacidad total del parque asciende a 31.000 m3 para
fuelóleos y 24.000 m3 para gasóleos. A 31 de diciembre
de 2006 el volumen de producto almacenado ascendía a
9.516 m3 de gasóleos y 1.025 Tm de fuelóleos.
EUROENERGO ESPAÑA, S.L., dispone de una
instalación de almacenamiento de gasolinas y gasóleos
en Tarragona cuya capacidad asciende a 333.176 m3; a
31 de diciembre de 2006 almacenaba 47.329 m3 de
gasolinas y 262.122 m3 de gasóleos.
AGIP ESPAÑA, S.A., cuenta con una instalación de
almacenamiento de gasolinas y gasóleos en Gijón con una
capacidad total de 56.000 m3. A 31 de diciembre de 2006
almacenaba 3.707 m3 de gasolinas y 21.291 m3 de gasóleos.
MEROIL, S.A., tiene una instalación de almacenamiento
de productos petrolíferos sita en Barcelona, con una
capacidad disponible de 649.548 m3. A 31 de diciembre de
2006 almacenaba 121.479 m3 de gasolinas y 527.769 m3
de gasóleos.
El Grupo FELGUERA cuenta con dos instalaciones de
almacenamiento, una situada en Cartagena, con una
capacidad de 110.000 m3, y la otra en Motril con
una capacidad de 63.367 m3. A 31 de diciembre la planta
de Cartagena almacenaba 110.000 m3 de gasóleos,
mientras que en Motril se tenía almacenado a esa fecha
16.123 m3 de gasolinas y 17.693 m3 de gasóleos.
GOIL RENT PARK dispone de una instalación de
almacenamiento en Madrid, con una capacidad de 6.090
m3. A 31 de diciembre de 2006 almacenaba 568 m3 de
gasóleos y 81 m3 de biocarburantes.
BIOGAL tiene una instalación de almacenamiento
situada en A Estrada (Pontevedra) con una capacidad
disponible de 160 m3. A 31 de diciembre de 2006
almacenaba 112 m3 de gasóleos y 29 m3 de biocar-
burantes.
GASTECO cuenta con una instalación de alma-
cenamiento de gasóleos en Pontevedra con una
capacidad de 100 m3. A 31 de diciembre de 2006
almacenaba 77 m3 de gasóleos.
4.3. Productos almacenados
La Corporación de Reservas Estratégicas de Productos
Petrolíferos (CORES), fue constituida en el año 1995 al
amparo de lo dispuesto en la Ley 34/1992, de Ordenación
del Sector Petrolero y en el Real Decreto 2111/1994, por
el que se regula la obligación de mantenimiento de
existencias mínimas de seguridad de productos
petrolíferos, actualmente derogado por el Real Decreto
1716/2004 antes mencionado. La actual ley sectorial (Ley
34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos)
250
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 250
señala que CORES tendrá por objeto la constitución,
mantenimiento y gestión de las reservas estratégicas y el
control de las existencias mínimas de seguridad.
Según se observa en el siguiente cuadro, a finales de
2006 las existencias estratégicas almacenadas ascendían
a 668.882 m3 de gasolinas (10,2% del total almacenado),
3.346.899 m3 de gasóleos y querosenos (51,2% del
total), 257.812 toneladas de fuelóleos (3,9%) y
2.266.541 m3 de crudo (34,7%).
Por productos se registra, en relación con el ejercicio
anterior, un aumento de reservas sólo en el grupo de
gasóleos y querosenos (+20%). Los crudos y los
fuelóleos se mantienen invariables, mientras que las
gasolinas registran una disminución (-2%).
Por otra parte, en diciembre de 2006 los stocks de
productos petrolíferos (excepto GLP) y materias pri-mas
almacenados por los sujetos obligados al mantenimiento
de existencias mínimas de seguridad ascendieron a 7,30
millones de m3 y 5,03 millones de toneladas métricas,
respectivamente, tanto en territorio nacional como en
aquellos países con los que existen acuerdos bilaterales.
251
Petr
óleo
Productos Unidad 31-dic-05 Compras Ventas Permutas Ajustes 31-dic-06 % variación
Gasolinas 95 M3 683.882 0 0 -15.000 0 668.882 -2%
TOTAL GASOLINAS M3 683.882 0 0 -15.000 0 668.882 -2%
Queroseno Jet A1 M3 296.784 30.000 0 0 0 326.784 10%
TOTAL QUEROSENOS M3 296.784 30.000 0 0 0 326.784 10%
Gasóleo A M3 1.911.737 344.929 0 0 2.256.666 18%
Gasóleo B M3 282.316 150.323 0 0 432.639 53%
Gasóleo C M3 295.810 20.000 0 15.000 0 330.810 12%
TOTAL GASÓLEOS M3 2.489.863 515.252 0 15.000 0 3.020.115 21%
TOTAL QUEROSENOS
+ GASÓLEOS M3 2.786.647 545.252 0 15.000 0 3.346.899 20%
Fuelóleo Bia Tm 257.812 0 0 0 0 257.812 0%
TOTAL FUELÓLEOS Tm 257.812 0 0 0 0 257.812 0%
PETRÓLEO CRUDO M3 2.266.920 0 0 0 -379 2.266.541 0%
TOTAL M3/Tm 5.995.261 545.252 0 0 -379 6.540.134 9%
Fuente: CORES.
Cuadro 4.3.1. Evolución de las reservas estratégicas de CORES
9.000.000
8.000.000
7.000.000
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
m3
Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Productos petrolíferos
Total grupo fuelóleos
Total grupo querosenos Total grupo gasolinas
Total grupo gasóleos
Gráfico 4.3.1. Evolución stocks de sujetos
obligados. Año 2006.
Datos en metros cúbicos
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 251
En cuanto al reparto de stocks almacenados de los
productos petrolíferos, el 58% correspondió a los
gasóleos (60% en 2005), el 19% a las gasolinas (igual
que en 2005), el 14% a los fuelóleos (11% en 2005) y el
restante 9% a los querosenos (igual que en 2005). En
el caso de las materias primas, el 71,0% de los stocks
almacenados corresponde a crudos, el 28,6% a pro-
ductos semirrefinados y únicamente un 0,3% a otras
materias auxiliares, aditivos, compuestos oxigenados y
aceites para biodiésel.
252
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 252
En el ejercicio 2006 ha habido ciertos cambios en el
marco normativo de la comercialización de productos
petrolíferos.
El Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, determina las
especificaciones de gasolinas, gasóleos, fuelóleos y
gases licuados del petróleo, y regula el uso de
determinados biocarburantes. Posteriormente, fue
publicado el Real Decreto 1027/2006, de 15 de sep-
tiembre relativo al contenido de azufre de los
combustibles para uso marítimo, que venía a transponer
al ordenamiento español la Directiva 2005/33/CE, del
Parlamento Europeo y del Consejo, de 6 de julio de 2005
referida al contenido de azufre de los combustibles para
uso marítimo y que tiene por objeto mejorar los niveles
de calidad del aire mediante la reducción de emisiones de
óxidos de azufre. Al respecto, la CNE emitió el
correspondiente informe preceptivo (Ref. web: 45/2006).
El 26 de abril se publicó en el BOE la Orden
ITC/1201/2006 de 19 de abril, por la que se determina la
forma de remisión de información al Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio, sobre las actividades
de suministro de productos petrolíferos y deroga los
Anejos 2a y 2b relativos a precios de productos
petrolíferos líquidos contenidos en la Resolución de 15
de julio de 2002 de la Dirección General de Política
Energética y Minas, a partir de su entrada en vigor el 26
de octubre de 2006. Esta Orden fue modificada por la
Orden ITC/2193/2006 de 6 de julio y por la Resolución
de 6 de septiembre de la Dirección General de Política
Energética y Minas. La CNE emitió su correspondiente
informe preceptivo (Ref. web: 41/2005) sobre el
correspondiente Proyecto de Orden, si bien su contenido
era sustancialmente diferente al que luego derivó en la
Orden ITC/1201/2006.
En el Real Decreto 774/2006, de 23 de junio, por el que
se modificó el Reglamento de los Impuestos Especiales
en diversos aspectos: la extensión a todos los
biocarburantes y biocombustibles del sistema de
aplicación del tipo impositivo, que hasta entonces sólo
estaba establecido para el ETBE, y la autorización para,
bajo ciertas condiciones, mezclar biocarburantes fuera
de régimen suspensivo, entre otros.
El 21 de noviembre de 2006 se publicó en el BOE la
Orden EHA/3548/2006, de 4 de octubre, por la que se
aprueban los modelos, las condiciones y el
procedimiento para la presentación telemática de las
declaraciones de los Impuestos Especiales de
Fabricación y del Impuesto sobre Ventas Minoristas
de Determinados Hidrocarburos y se establece la
presentación obligatoria por vía telemática del modelo
380 de la declaración-liquidación del Impuesto sobre el
Valor Añadido en operaciones asimiladas a las
importaciones.
En relación al gasóleo profesional, en la Ley 36/2006 de
29 de noviembre de 2006 se fijó la devolución parcial
del Impuesto sobre Hidrocarburos satisfecho o sopor-
tado respecto del gasóleo de uso general que hubiera
sido utilizado como carburante en el motor de los
vehículos que cumplan los requisitos fijados en dicha
Ley. El procedimiento para la devolución parcial del
Impuesto sobre Hidrocarburos y de las cuotas
correspondientes a la aplicación del tipo autonómico del
Impuesto sobre las Ventas Minoristas de Determinados
Hidrocarburos por consumo de gasóleo profesional
quedó fijado en la Orden EHA/3929/2006 de 21 de
diciembre, que aprobó determinado Código de
Actividad y del Establecimiento y se actualizó la
referencia a un código de la nomenclatura combinada
contenida en la Ley 38/1992 de 28 de diciembre de
Impuestos Especiales.
Finalmente, el 28 de diciembre de 2006 se aprobó la Ley
42/2006 de Presupuestos Generales del Estado para el
253
Petr
óleo
5. Comercialización
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 253
año 2007, por la que se modifican los impuestos
especiales para gasóleos y fuelóleos. Así, con efectos a
partir del 1 de enero de 2007, los nuevos importes para
los impuestos especiales quedan para los gasóleos de
uso general en 278 euros por 1.000 litros y para los
fuelóleos en 14 euros por tonelada.
En cuanto a las operaciones corporativas, durante el
primer trimestre de 2006 se aprobó el proceso de toma
de control por parte de COMPAÑÍA ESPAÑOLA DE
PETRÓLEOS, S.A., de LUBRICANTES DEL SUR,
S.A., mediante la compra del 35% del capital social
titularidad de BP OIL ESPAÑA, S.A.U. De esta manera
LUBRISUR ha pasado de estar bajo el control conjunto
de CEPSA (65%) y BP (35%), a ser controlada en
exclusiva por CEPSA. El informe correspondiente a esta
operación fue aprobado por el Consejo de la CNE el 16
de febrero de 2006, publicándose posteriormente en la
página web del organismo con la referencia 31/2006.
En el segundo trimestre de 2006 SARAS ENERGÍA,
S.A.U., realizó la adquisición de 37 estaciones de
servicio del Grupo CAPRABO. El Consejo de Admi-
nistración de la Comisión Nacional de Energía acordó,
en su sesión celebrada el día 20 de abril de 2006 (Ref.
web 57/2006), que la operación de concentración
económica consistente en la adquisición de la sociedad
ESTACIONES DE SERVICIO CAPRABO por parte de
SARAS ENERGÍA no incidía de forma negativa en la
competencia efectiva del mercado relevante peninsular
de distribución minorista de carburantes a través de
estaciones de servicio que son objeto de regulación en la
Ley 34/1998, y sobre los que la CNE tiene atribuidas
competencias.
254
Petr
óleo
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Querosenos 2006 Otros productos 2006
GLP 2006 Gasóleos 2006Gasolinas 2006 Fuelóleos 2006
Total 2005
Gráfico 5.1.1. Consumo productos petrolíferos 2005-2006
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 254
5.1. Consumo de productos
El consumo total de productos derivados del petróleo en
España en el año 2006 se situó en 74,0 millones de
toneladas, lo que supone un descenso de 0,14%
(56 miles de toneladas) respecto al registrado en el
ejercicio 2005.
Dentro de los destilados ligeros, el consumo de GLP
desciende un 11,27% en relación a 2005, siguiendo la
tendencia bajista del año anterior cuando se registró un
descenso del 2,34%. Por su parte, la demanda de
gasolinas continúa con la tendencia decreciente de
ejercicios anteriores (-4,2% en 2004 y -5,6% en 2005),
disminuyendo un 4,69% en 2006.
En relación a los destilados medios, los gasóleos
mantienen la senda ascendente de años anteriores
sumando al incremento interanual del 3,4% en 2005 un
aumento del mismo porcentaje en 2006. Asimismo, el
consumo de querosenos registra en el ejercicio 2006 un
incremento del 4,39% manteniendo la tendencia alcista
de los cuatro últimos ejercicios.
Por último, la demanda de la parte más pesada del barril
registra descensos en 2006. De una parte, el consumo de
fuelóleos se reduce, por cuarto año consecutivo, en un
4,76%. Por otra, el consumo del genérico «otros
productos» (entre los que se incluyen los aceites y bases
lubricantes, productos asfálticos y coque de petróleo),
experimenta un descenso del 2,20% sumado al descenso
del 4,8% en 2005.
5.1.1. Gasolinas
En 2006 la demanda de gasolinas (excluidas las de
aviación y el genérico «otras gasolinas») mantiene la
senda descendente de años anteriores, situándose en
255
Petr
óleo
700
600
500
400
300
200
100
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Sin plomo 98 I.O. 2005 Sin plomo 97 I.O. 2005
Sin plomo 95 I.O. 2006 Sin plomo 97 I.O. 2006 Sin plomo 95 I.O. 2005Sin plomo 98 I.O. 2006
Gráfico 5.1.2. Evolución consumo gasolinas 2005-2006
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 255
6,96 millones de toneladas (MTm) desde los 7,30
MTm de 2005. El descenso interanual registrado
(-4,69%) se explica por la caída de la demanda de la
gasolina 98 I.O. y, principalmente, de gasolina 97 I.O.,
que no se ve compensado por el mayor consumo de
gasolina 95 I.O. La demanda total de gasolinas se
mantiene durante todos los meses del ejercicio 2006 por
debajo de la de 2005.
La participación de la gasolina 95 I.O. en la estructura
de consumo total de gasolinas continúa aumentando:
73% en 2003, 77% en 2004, 82% en 2005 y 87% en
2006.
En cuanto a la gasolina 97 I.O., su consumo se reduce
únicamente a 13 miles de toneladas, llegando a ser la
participación media de este carburante en el total de
gasolinas prácticamente nula en 2006 (16% en 2003,
12% en 2004 y 6% en 2005).
Para finalizar, la demanda de gasolina 98 I.O. registra
en 2006 un descenso interanual del 1,55%, com-
portamiento en línea al de 2005, alcanzando los 857,94
miles de toneladas, cifra que representa un 12,34%
sobre el consumo total de gasolinas (10,60% en 2003,
11,44 % en 2004 y 11,95% en 2005).
Por tanto, del total de gasolinas auto, en 2006, se han
comercializado 746 miles de toneladas de gasolinas con
un contenido de azufre inferior a 10 ppm.
5.1.2. Gasóleos y Querosenos
Los gasóleos son la categoría de productos de mayor
consumo en España. La demanda total de gasóleos
(excluido el genérico «otros gasóleos») en 2006
mantiene la tendencia ascendente de los últimos
años, alcanzando los 33,1 millones de toneladas
(MTm).
Por clases, el consumo de gasóleo de automoción
presenta un incremento interanual del 5,73% en relación
al ejercicio 2005, situándose en 24,7 MTm. La demanda
de este gasóleo fue superior a la del año precedente
durante todos los meses del año 2006, excepto en abril.
La participación en el consumo total de gasóleos pasa
del 73% en 2005 al 74% en 2006.
Del total de gasóleos de automoción, en 2006, se han
comercializado 849 miles de toneladas de gasóleos con
un contenido en azufre inferior a 10 ppm.
En línea con los ejercicios precedentes, en el año 2006
continúa el proceso de dieselización del parque
automovilístico español. Según los últimos datos
proporcionados por ANFAC (Asociación Española de
Fabricantes de Automóviles y Camiones), el porcentaje
de vehículos diésel sobre el total de matriculados
alcanzó en 2006 el 70,0% (67,8% en 2005).
En relación al gasóleo clase B, su consumo registra en
2006 una disminución interanual del 2,45%, que supone
la comercialización de 5,79 millones de toneladas. En el
mismo sentido, la demanda de gasóleo clase C
desciende en 2006, por tercer año consecutivo, en un
6,34% y se sitúa en 2,67 millones de toneladas.
En relación a los querosenos, durante el año 2006
aumenta su demanda, situándose en 5,42 millones de
toneladas (MTm), frente a las 5,19 MTm de 2005.
5.1.3. Reparto geográfico del consumo
En cuanto al reparto geográfico del consumo de
carburantes de automoción (gasolinas auto y gasóleo A)
destacan las comunidades autónomas de Andalucía y
Cataluña que representan el 15,8% y 15,6% del
consumo total respectivamente, seguidas de la
Comunidad Valenciana con un 10,6% y de Madrid, que
256
Petr
óleo
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 256
257
Petr
óleo
Gasóleo B 2005Gasóleo A 2006 Gasóleo C 2006 Gasóleo A 2005Gasóleo B 2006 Gasóleo C 2005
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Gráfico 5.1.4. Evolución consumo gasóleos 2005-2006
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
01991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003 2005 2006
GASOLINAS
GASÓLEOS
Gráfico 5.1.3. Evolución matriculaciones 1991-2006
Datos %
Fuente: ANFAC.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 257
supone un 9,6%. Estas Comunidades, concentran el
51,7% del consumo total de carburantes.
Respecto al consumo anual de carburantes por
habitante, en 2006 Extremadura presenta el consumo
más alto con 1,06 toneladas por habitante (Tm/hab),
seguida de Castilla y León con 0,85 Tm/hab y Castilla-
La Mancha con 0,83 Tm/hab.
Por último, en lo relativo a la demanda de querosenos en
2006, la Comunidad de Madrid representa el 39% del
consumo nacional de querosenos, explicado por el
intenso tráfico del aeropuerto de Madrid-Barajas. La
Comunidad de Madrid junto con la de Canarias, con un
18% del consumo, concentran el 58% del total del
consumo nacional. También presentan consumos
relevantes las comunidades de Cataluña, Baleares y
Andalucía (15%, 9% y 8%, respectivamente).
5.1.4. Consumo por canal
Mientras el suministro de la práctica totalidad de las
gasolinas se realizó, como es habitual, a través del canal
de estaciones de servicio (96,3%), el reparto de las
ventas de gasóleos es más equilibrado: 55,4% a través de
instalaciones de suministro a vehículos y 44,6% a granel
(consumidor final y distribuidores). Por clases, mientras
el gasóleo A se distribuye mayoritariamente a través de
estaciones de servicio (73,1%), los gasóleos B y C se
comercializan casi en su totalidad a través del canal de
ventas directas (94,2% y 99,8%, respectivamente).
5.2. Precios y fiscalidad
Como se ha visto en el Capítulo 1.5 («Principales
variables de los mercados energéticos internacionales»)
en 2006, tanto el precio medio del crudo como los
258
Petr
óleo
Tm/h
abit
ante
GO A 2006 GNA 2006 Tm/habitante
Tone
lada
s
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
Anda
lucí
a
Cata
luña
Com
. va
lenc
iana
Mad
rid
Cast
illa
y Le
ón
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illa-
La M
anch
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Galic
ia
País
Vas
co
Cana
rias
Mur
cia
Arag
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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 2006
Datos en toneladas y toneladas/habitante
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 258
promedios anuales de las cotizaciones internacionales
de referencia de la gasolina sin plomo y del gasóleo de
automoción superaron los registrados el año anterior.
5.2.1. Precio antes de impuestos (PAI)
El PAI medio anual de la gasolina 95 I.O. corres-
pondiente al año 2006 se sitúa en 48,275 c /lt en
España y 47,903 c /lt en la UE-14. En relación a los
PAI correspondientes al ejercicio precedente, España
presenta un aumento mayor que la media UE-14
(+5,599 c /lt, +5,478 c /lt, respectivamente).
El PAI medio anual del gasóleo A en el año 2006 ha
sido, tanto en España como en las medias europeas,
superior al registrado en el año 2005. En 2006, al
contrario que ocurre con la gasolina 95, España presenta
un menor aumento interanual que la media UE-14
(+4,659 y +4,879 c /lt, respectivamente), situándose el
PAI medio del gasóleo A en 52,143 c /lt en España y
51,753 c /lt en la UE-14.
Como en años anteriores, el PAI medio anual de 2006
del gasóleo C en España (46,861 c /lt) ha sido inferior
al de la media UE-14 (49,252 c /lt). El incremento
registrado en relación al PAI de 2005 es de +7,557 c /lt
en España, y +5,651 c /lt en la UE-14.
Al igual que ocurre con el resto de productos, el PAI del
fuelóleo BIA aumenta tanto en España como en la
media UE-14 respecto al ejercicio 2005, +4,426 c /lt y
+3,350 c /lt, respectivamente. En concreto, el PAI anual
medio alcanza los 33,123 c /lt en España y 28,768 c /lt
en la UE-14.
259
Petr
óleo
24.000
EE.SS. Granel
Gna 98
Go C
2
Go B
Go A
Gna 95
Gna 97
0 3.000 6.000 9.000 12.000 15.000 18.000 21.000
Toneladas
2.665 7
5.456
18.015 6.639
5.860 221
335
821 37
11
Gráfico 5.1.6. Consumo por canal. Año 2006
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 259
260
Petr
óleo
Ene-
03Fe
b-03
Mar
-03
Abr-
03M
ay-0
3Ju
n-03
Jul-
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o-03
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t-03
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03Di
c-03
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b-04
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-04
Abr-
04M
ay-0
4Ju
n-04
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04Oc
t-04
Nov-
04Di
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b-05
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-05
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05M
ay-0
5Ju
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-06
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ay-0
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06Oc
t-06
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0,60
0,55
0,50
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
Gráfico 5.2.1. Gasolina sin plomo 95 I.O.: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
Ene-
03Fe
b-03
Mar
-03
Abr-
03M
ay-0
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04M
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-05
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-06
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0,60
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0,50
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PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
Ene-
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ay-0
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0,25
PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
Gráfico 5.2.2. Gasóleo A: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
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PAI UE-6PAI UE-14PAI en España
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0,35
0,30
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0,20
Gráfico 5.2.3. Gasóleo C: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
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300,00
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100,00
Gráfico 5.2.4. Fuelóleo: evolución del PAI en España vs. UE-14 y UE-6 en 2003-2006
Datos en €/Tm
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 261
5.2.2. El precio de venta al público (PVP)
El PVP medio anual de la gasolina 95 I.O. en 2006 ha sido
de 1,0349 /lt en España y 1,2293 /lt en la UE-14. En
relación al año 2005, el PVP aumenta tanto en España
como en la media UE-14, +7,31 y 7,36 c /lt, respec-
tivamente. Este menor aumento del PVP en España
permite que se amplíe el diferencial respecto a la media
europea hasta alcanzar los -19,44 cÛ/lt.
En comparación con el resto de países de la UE-15, el
PVP de la gasolina sin plomo 95 I.O., como en años
anteriores, sigue ubicado en la banda baja de precios.
Sólo Grecia presenta un PVP anual medio más bajo que
España. En este sentido, el PVP en España se sitúa 37,83
c /lt por debajo del PVP más alto, correspondiente a
Holanda, y 5,65 c /lt por encima del más bajo,
registrado en Grecia.
El PVP anual medio del gasóleo A ha sido de 0,9585 /lt
en España y de 1,0823 /lt en la UE-14. El aumento
registrado en relación al PVP de 2006 ha sido mayor en la
UE-14 (+6,50 c /lt) que en España (+6,00 c /lt),
abriéndose el diferencial hasta los -12,38 c /lt.
5.2.3. Impuestos
En relación con la fiscalidad aplicada a los productos
derivados del petróleo, los impuestos sobre la gasolina
95 I.O. han supuesto de media un 52,5% del PVP en
España en el ejercicio 2006, cifra inferior a la registrada
en el año precedente (54,9%). Por su parte, en la UE-14
la participación de los impuestos en el PVP final se situó
en el 60,8% (63,3% en 2005).
España es el segundo país de la UE-15 con impuestos
más bajos sobre este carburante, por detrás de Grecia,
262
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PVP en la UE-14PVP en España
1,35
1,30
1,25
1,20
1,15
1,10
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1,00
0,95
0,90
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0,80
0,75
Gráfico 5.2.5. Gasolina sin plomo 95 I.O.: evolución del PVP en España vs. UE-14 en 2003-2006
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 262
situándose en 2006 el diferencial medio respecto a la
media de la UE-14 en 21,06 c /lt.
Por su parte, en lo que respecta al gasóleo A, en el
ejercicio 2006 los impuestos en España representaron,
de media, el 44,3% del PVP (46,5% en 2005) y el
51,97% en la UE-14 (54,00% en 2005). Así, España es
el tercer país de la UE-15 con impuestos más bajos
sobre este carburante, por detrás de Grecia y
Luxemburgo, situándose en 2006 el diferencial medio
respecto a la media de la UE-14 en 13,80 c /lt.
En base a lo establecido en la Ley 24/2001, de 27 de
diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del
Orden Social, el 1 de enero de 2002 entró en vigor el
Impuesto sobre Ventas Minoristas de Determinados
Hidrocarburos. Este impuesto se divide en dos tramos,
estatal (24 euros por 1.000 litros, tanto para las ga-
solinas como para los gasóleos de uso general) y
autonómico. Este último se comenzó a aplicar en la
Comunidad de Madrid en agosto de 2002, a comienzos
de 2004 en las Comunidades Autónomas de Galicia y
Asturias, posteriormente, en agosto del mismo año, en
Cataluña y desde el 1 de enero de 2006 también se aplica
en la Comunidad Valenciana y en Castilla-La Mancha.
Los importes exigibles a 31 de diciembre de 2006 son
los siguientes:
Madrid:
a) Gasolinas: 17 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleos de uso general: 17 euros por 1.000
litros.
Galicia:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleo de uso general: 12 euros por 1.000
litros.
263
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PVP UE-14PVP en España
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0,65
Gráfico 5.2.6. Gasóleo A: evolución del PVP en España vs. UE-14 en 2003-2006
Datos en €/litro
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
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PAI 2006 IIEE 2006 IVA 2006 PAI 2005 IIEE 2005 IVA 2005
Gráfico 5.2.7. Gasolina sin plomo 95 I.O.: precios medios de venta al público en la UE en 2005-2006
Datos en €/litro
(*) En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
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PAI 2006 IIEE 2006 IVA 2006 PAI 2005 IIEE 2005 IVA 2005
Gráfico 5.2.8. Gasóleo A: precios medios de venta al público en la UE en 2005-2006
Datos en €/litro
(*) En España los IIEE incluyen el tramo estatal del IVMDH.
Fuente: Oil Bulletin Petrolier.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 264
265
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Asturias:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleo de uso general: 20 euros por 1.000 litros.
Cataluña:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleos de uso general: 24 euros por 1.000 litros.
Comunidad Valenciana:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleos de uso general: 12 euros por 1.000 litros.
Castilla-La Mancha:
a) Gasolinas: 24 euros por 1.000 litros.
b) Gasóleos de uso general: 24 euros por 1.000 litros.
5.3. Márgenes brutos de comercialización
En 2006, el margen bruto medio de comercialización de la
gasolina 95 I.O. se sitúa en 10,82 c /lt en España y 10,32
c /lt en la UE-14, cifra en ambos casos superiores a las
registradas en 2005, 10,53 y 10,15 c /lt, respectivamente.
Durante todos los meses del año 2006, el margen bruto de
comercialización de la gasolina 95 I.O. en España se
mantiene por encima del de la UE-14. El diferencial medio
anual España/UE-14 aumenta desde los +0,38 c /lt
resgistrados en 2005 hasta los +0,50 c /lt.
El margen bruto de comercialización máximo de 2006
se registra, tanto en España como en la UE-14, en el mes
de septiembre, alcanzando los 14,87 y 14,25 c /lt,
respectivamente.
En lo que respecta al gasóleo A, tanto en España como
en la UE-14 se produce un aumento del margen bruto de
comercialización en relación al registrado en 2005 de
0,88 c /lt y 1,07 c /lt situándose en 11,09 c /lt, y 10,77
c /lt respectivamente.
(1) Están exentas (operaciones asimiladas a exportaciones) las entregas a buques y aeronaves afectas al tráfico internacional (Ley 37/1992, delImpuesto Sobre el Valor Añadido).
(2) Tramo estatal del Impuesto sobre Venta Minorista de Determinados Hidrocarburos. Aplicado a partir del 01/01/2002 (Ley 24/2001). No incluyetramo autonómico.
(3) Están exentas la fabricación o importación de combustibles para navegación aérea y marítima (exceptuando la privada de recreo), así como eldestinado a la producción de electricidad o calor en centrales eléctricas.
(4) La Ley 53/2002, de medidas fiscales, administrativas y del orden social, modifica el ámbito objetivo del Impuesto sobre las Ventas Minoristasde Determinados Hidrocarburos excluyendo al queroseno destinado a usos distintos de los de carburante.
(5) Modificados en la Ley 42/2006 pasando el gasóleo de 0,26986 a 0,278 €/l y los fuelóleos de 13,432621 a 14 €/Tm.
Fuente: CNE.
Cuadro 5.2.1. Impuestos en Península y Baleares
Impuesto Tipo impositivoPRODUCTO especial (3) IVMDH (2) Total IVA
€/l €/l €/l %
Gasolinas 97 y 98 0,40292 0,024 0,42692 16
Gasolina 95 0,37169 0,024 0,39569 16
Gasóleo A (5) 0,27800 0,024 0,30200 16
Gasóleos B y C 0,07872 0,006 0,08472 16 (1)
Queroseno (uso general) 0,29179 0,024 0,31579 16 (1)
Queroseno (para usos distintos de los de carburante) (4) 0,07871 0,006 0,08471 16
€/Tm €/Tm €/Tm %
Fuelóleos (5) 14,00 1 15,00 16 (1)
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 265
266
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Todos los meses del año 2006, excepto enero, junio,
noviembre y diciembre, el margen bruto de comer-
cialización del gasóleo A de España se mantiene por
encima del de la UE-14. El diferencial medio anual
España/UE-14 se sitúa en 2006 en +0,32 c /lt, tras haber
sido de +0,51 c /lt el año precedente.
El margen bruto de comercialización máximo de 2006
se registra, tanto en España como en la UE-14, en el mes
de septiembre (13,96 y 13,31 c /lt, respectivamente).
La CNE ha publicado en febrero de 2007 un informe
(Ref. web CNE PA009/07) sobre la evolución del precio
de venta al público de la gasolina 95 I.O. y del gasóleo
de automoción en España durante 2006, en el que se
analiza la evolución del PVP de estos carburantes en
función de las distintas variables que componen dicho
precio.
5.4. Puntos de Venta
Al final del ejercicio 2006, según la información
facilitada por las compañías, la red de instalaciones de
suministro de carburantes a vehículos, se situaba
aproximadamente en 8.800 puntos de venta.
El nivel de concentración de instalaciones de suministro
por operador continúa siendo elevado, a pesar del
descenso observado en el número de puntos de venta de
los Grupos REPSOL YPF y CEPSA.1
Por su parte, continúa aumentando el número de puntos
de venta titularidad de las grandes superficies de
distribución, dentro de su estrategia de diversificación de
negocios, impulsada por las medidas de fomento de estas
instalaciones contenidas en el Real Decreto-Ley 6/2000,
de 23 de junio. Las principales cadenas de supermercados
e hipermercados, Grupo CARREFOUR, EROSKI y
ALCAMPO finalizaron el ejercicio 2006 con 75, 48, y 23
puntos de venta, respectivamente. En el ejercicio 2006, el
Grupo CAPRABO vendió su red de 37 estaciones de
servicio al grupo italiano SARAS ENERGÍA.
Durante el ejercicio 2006, algunos de los principales
operadores que actúan en el mercado español han
continuado con su estrategia de diferenciación de producto,
Canarias Ceuta Melilla
Impuesto Tipo impositivo Gravamen Tipo impositivo Gravamen Tipo impositivoespecial IGIC (1) complementario IPSI complementario IPSI
Producto €/l % €/l % €/l %
Gasolina 98 0,23224 — 0,13823 0,5 0,10000 7
Gasolina 97 0,23224 — 0,13823 0,5 0,12000 7
Gasolina 95 0,21782 — 0,10217 0,5 0,10000 7
Gasóleos 0,10266 — 0,04808 0,5 0,03000 7
Querosenos — — 0,00601 0,5 — —
€/Tm % €/Tm % €/Tm %
Fuelóleos 0,50000 — 6,01000 0,5 — 7
(1) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 01/01/2002, la exención de IGIC (anteriormente, 2%) a las entregas o importacionesde productos derivados del petróleo.
Fuente: CNE.
Cuadro 5.2.2. Impuestos especiales en Canarias, Ceuta y Melilla
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España PAI-Ci 2006 UE-14 PAI-Ci 2006 España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005
Gráfico 5.3.1. Gasolina sin plomo 95 I.O.: Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)
Datos en €/litro
Fuente: CNE.
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
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0,00FebreroEnero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
España PAI-Ci 2006 UE-14 PAI-Ci 2006 España PAI-Ci 2005 UE-14 PAI-Ci 2005
Gráfico 5.3.2. Gasóleo A. Margen bruto de comercialización (PAI-Ci CIF)
Datos en €/litro
Fuente: CNE.
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bien mediante la incorporación de aditivos diferenciados,
bien a través de la comercialización de carburantes de altas
prestaciones que, en algunos casos, se adelantaron a la
introducción de carburantes con un contenido máximo de
azufre de 10 ppm. Por su parte, las instalaciones de
suministro en las grandes superficies de distribución
mantienen sus ofertas basadas en descuentos en precio.
Por último, se sigue avanzando en el desarrollo de los
negocios «non oil» (tiendas de conveniencia, equipos
de lavado y aspirado de vehículos, servicios de
restauración), en estrategias de fidelización de clientes
(tarjetas de pago profesionales, programas de puntos,
descuentos asociados a tarjetas bancarias) y en el
incremento de la gestión directa de las redes de distribución.
268
Petr
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Grupo Repsol YPF41,7%
Otros24,9%
Agip3,4%
BP Oil España7,1%
Cepsa17,5%
2004
Disa5,5%
Grupo Repsol YPF40,9%
Otros25,6%
2006
Grupo Repsol YPF41,1%
Otros25,3%
Disa5,5%
BP Oil España7,2%
Cepsa17,3%
2005
Agip3,6%
Agip3,5%
Disa5,3%
BP Oil España7,2%
Cepsa17,3%
Gráfico 5.4.1. Evolución de los puntos de venta en 2003-2005
Datos en porcentaje
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 268
6.1. El marco normativo de los GLP
A diferencia de lo que ocurre con el resto de productos
derivados del petróleo, los GLP en su modalidad de
envasado, para envases de más de 8 kg de capacidad, han
continuado sometidos en 2006, en tanto en cuanto las
condiciones de competencia en este mercado no se
consideren suficientes, a un sistema de precios máximos
de venta al público, aunque en el año 2007 la Orden
ITC/1968/2007, de 2 de julio, establece este sistema de
precios máximos para los envases con carga igual o
superior a 8 kg. e inferior a 20 kg, a excepción de los
envases de mezcla para usos de los gases licuados del
petróleo como carburante.
En este sentido, a comienzos del ejercicio 2006, el
sistema de determinación automática de precios
máximos del GLP envasado en ese momento en vigor
era el resultante de la Orden ITC/2475/2005, de 28 de
julio. Posteriormente, el 30 de junio de 2006 se pu-
blicó en el Boletín Oficial del Estado la Orden
ITC/2065/2006, de 29 de junio (sobre cuyo proyecto la
CNE emitió su preceptivo informe 19/2006, Ref. web:
82/2006), que vino a mantener el mismo sistema de
determinación de precios máximos del GLP envasado
que introdujo la anterior Orden, concretamente:
• Se mantiene en seis meses el período temporal de
referencia de las variables internacionales (materia prima
y flete) que sirven de base para el cálculo del precio.
• Se mantiene la periodicidad de revisión del precio
trimestralmente, para su aplicación a partir del día 1
de los meses de enero, abril, julio y octubre,
mediante Resoluciones de la Dirección General de
Política Energética y Minas.
La citada Orden ITC/2065/2006 incorporó una subida
del término C hasta alcanzar los 36,6728 c /kg (+3,7%).
En cuanto al marco regulatorio, el Acuerdo del Consejo de
Ministros de 25 de febrero de 2005, por el que se adoptan
mandatos para poner en marcha medidas de impulso a la
productividad, incluyó un mandato al Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio para elevar al Gobierno el
desarrollo reglamentario de la actividad de distribución de
GLP. Si bien hasta el momento no se ha desarrollado dicho
reglamento, en el año 2006 sí se aprobó, mediante el Real
Decreto 919/2006, de 28 de julio (sobre cuyo proyecto la
CNE emitió su preceptivo informe 20/2005, Ref. web:
39/2005) el correspondiente Reglamento técnico de
distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus
instrucciones técnicas complementarias.
Hay que destacar el encargo realizado por el Secretario
General de Energía a la CNE, mediante escrito de fecha
7 de marzo de 2007, solicitando informe facultativo
estimando los costes de comercialización incurridos en
el suministro de GLP en sus modalidades de envasado y
canalizado, el cálculo de los costes de comercialización
asociados a una red óptima de distribución de GLP, una
propuesta de mecanismos de revisión anual de los costes
de comercialización y un análisis de la situación
económico-financiera de las empresas que ejercen la
actividad de suministro de GLP, estando previsto poder
dar cumplimiento a dicha solicitud en el último trimestre
del presente ejercicio.
6.2. Consumo de GLP
En este apartado se muestra la evolución del consumo de
GLP, tanto internacional como nacional, durante los
últimos ejercicios, haciendo especial hincapié en el
análisis correspondiente al año 2006.
6.2.1. GLP Internacional
La producción mundial de GLP ascendió en el año 2006
hasta los 211 millones de toneladas (MTm), lo que
269
Petr
óleo
6. El mercado de los gases licuados del petróleo (GLP)
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 269
270
Petr
óleo
17,5%
8,5%
26,1%
11,4%
12,3%4,3%
19,9%
Gráfico 6.2.2. Producción mundial de GLP. Año 2006
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
2005 2006
100
80
60
40
20
02000 2001 2002 2003 2004
Latinoamérica África
Norteamérica Oriente MedioAsia-Pacífico Europa
Rusia-Asia Central
Gráfico 6.2.1. Evolución porcentual de la producción mundial de GLP. Años 2000-2006
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 270
271
Petr
óleo
supone un aumento del 1,9% en relación a 2005. El
continente africano fue un año más la región en la que la
producción de GLP registró un mayor aumento (+5,9%),
seguida de Norteamérica (+3,8%) y Oriente Medio
(+2,8%). En el resto de regiones, Europa, Rusia/Asia
Central, Asia/Pacífico y Latinoamérica, el nivel de
producción se mantuvo.
En Norteamérica y Asia/Pacífico se concentra casi el
50% de la producción mundial de GLP.
En el año 2006 el porcentaje de la producción mundial
de GLP procedente de la separación del gas natural se
mantuvo en aproximadamente el 57%, correspondiendo
el 43% restante a producción en refinerías. Este reparto
ha permanecido prácticamente estable a nivel mundial
en los últimos años, a pesar de que las previsiones
indicaban que el porcentaje proveniente del gas natural
iría incrementándose al aumentar su consumo. En lo que
respecta en concreto a Europa Occidental la proporción
de suministro en refinerías es ligeramente superior,
representando el 51% del total en 2006.
El comercio mundial de GLP por vía marítima en 2006
aumentó respecto al año anterior en 2 MTm, repre-
sentando el 25% de la producción total.
La proporción del butano en el comercio mundial de
GLP se situó en 2006 en el 40%, correspondiendo el
60% restante al propano.
Por países, Japón continuó siendo en el año 2006 el
mayor importador mundial de GLP con un 27% del
total. Este país, junto con China y Corea, continúan
Mar del Norte/Rusia32,6%
Oriente Medio16,0%
África51,4%
Gráfico 6.2.3. Importaciones europeas de GLP. Año 2005
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 271
concentrando casi el 50% de las importaciones
mundiales. Las importaciones de los países europeos
en 2006, que supusieron el 33% del total mundial,
provinieron de África (51,4%), Mar del Norte/
Rusia (32,6%) y Oriente Medio (16%). Tanto las
importaciones del Mar del Norte como las pro-
venientes de África y Oriente Medio aumentaron en
términos absolutos respecto al año anterior (de 5,4 a
5,7 MTm, de 8,1 a 9,0 MTm y de 2,3 a 2,8 MTm,
respectivamente).
El mayor exportador mundial de GLP es Arabia Saudí.
Sus exportaciones representaron el 24% del total en 2006
disminuyendo, respecto al año anterior, en 0,1 MTm. El
segundo mayor exportador es Argelia que con 7,4 MTm
en 2006 reduce su cuota en las exportaciones totales con
respecto a 2005 (15%). El mayor mercado de Argelia es
el formado por los países de la zona del mediterráneo
occidental que suponen el 32% de sus exportaciones en
barcos de gran tamaño.
En Europa, el destino principal del GLP es el consumo por
usuario final para usos doméstico, comercial e industrial,
que representa un 55% del total. El GLP destinado a la
industria petroquímica y al uso en refinería supone de
media un 22% y un 6% del total, respectivamente,
mientras que el consumo de GLP auto representa un 17%,
tal y como se aprecia en el gráfico 6.2.4.
6.2.2. GLP en España
En el año 2006, al igual que ocurría en el año anterior,
se continúa con la tendencia decreciente en el
consumo total de GLP, registrando un consumo total
de 2,08 millones de toneladas (MTm), un 9,49%
menos que el año anterior.
272
Petr
óleo
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
02001 2002 2003 2004 2005
Consumo usuario final Gasolina, MTBE y alquilaciónPetroquímica GLP auto
2006
Gráfico 6.2.4. Usos del GLP en Europa. Años 2001-2006
Datos en porcentaje
Fuente: Poten & Partners y CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 272
Por modalidades de suministro, se puede apreciar, tal y
como muestra el gráfico 6.2.5, un descenso en el consumo
de GLP envasado desde el año 1990 (de 1,89 MTm en
1990 a 1,3 MTm en 2006). En concreto, en la comparativa
de consumos entre los ejercicios 2006 y 2005, el consumo
de GLP envasado mantuvo su tendencia descendente
(-10,94%), mientras que los suministros de GLP a granel
(incluyendo canalizado, granel a usuario final y
automoción) invirtieron la tendencia ascendente del año
2005 y disminuyendo también su consumo en un 6,97%
hasta llegar a las 780 miles de toneladas (kTm).
En 2006, las entregas de GLP envasado (excluido el
de automoción) representaron el 62,25% del total del
consumo (63,3% en 2005). El 99,85% de las mismas
se realizaron mediante envases de más de 8 kg,
quedando reducida la participación de los enva-
ses «populares» (menos de 8 kg) al 0,15% de las
entregas.
La participación del GLP a granel, excluido el de
automoción, en el total del consumo nacional fue del
21,64%, mientras que el consumo de GLP canalizado
representó el 15,48% del total.
Finalmente, el GLP de automoción representó el
restante 0,63%. Las entregas de GLP auto se repartieron
de la siguiente forma: 68,31% a granel y 31,69% en
envases.
En cuanto al reparto geográfico del consumo en 2006, al
igual que el año anterior, la comunidad autónoma de
Andalucía fue la que registró una mayor demanda, con
431,95 miles de toneladas (kTm), seguida de la
Comunidad Valenciana (251,74 kTm) y Cataluña
(224,64 kTm).
En relación al consumo de GLP auto hay que destacar
que el número de instalaciones de suministro de GLP
273
Petr
óleo
2005 2006
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
Envasado Granel
19911990 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 20042003
Gráfico 6.2.5. Evolución anual del consumo de GLP. Años 1990-2006
Datos en millones de toneladas
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 273
a vehículos se redujo en 2006 hasta las 28 estaciones
de servicio desde las 29 existentes en 2005. Esta cifra
es marginal en relación al total de puntos de venta de
carburantes existentes en España (más de 8.800 en
2006).
En cuanto al balance de importaciones y exportaciones,
en el año 2006 se importaron 901 kTm de GLP, un
10,5% menos que en 2005. Los principales orígenes de
estas importaciones fueron Argelia (37,7%), Arabia
Saudí (14,2%) y Guinea (8,35%).
Las exportaciones de GLP también disminuyeron en
el año 2006 en un 22%, pasando de 77 kTm en 2005
a 60 kTm en 2006. Su principal destino fue Portu-
gal, país al que se dirigió el 71,1% del total de
exportaciones.
274
Petr
óleo
Envasado62,25%
Granel21,64%
Automoción0,63%
Canalizado15,48%
Gráfico 6.2.6. Desglose del consumo de GLP por
segmentos en España. Año 2006
Datos en porcentaje
Fuente: CNE.
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Mel
illa
Ceut
a
La R
ioja
Nava
rra
Cant
abria
Astu
rias
País
Vas
co
Arag
ón
Mur
cia
Extr
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ura
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rias
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La M
anch
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Cast
illa
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ón
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Galic
ia
Cata
luña
Com
unid
ad V
alen
cian
a
Anda
lucí
a
Gráfico 6.2.7. Ventas de GLP por Comunidad Autónoma. Año 2006
Datos en miles de toneladas
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 274
Existen siete compañías con capacidad de almace-
namiento y/o envasado de GLP en España: REPSOL
BUTANO, CEPSA GAS LICUADO, DISAGAS,
SHELL GAS ESPAÑA, TOTALGAZ ESPAÑA, ATLAS
y KOALAGAS.
El sistema de almacenamiento de REPSOL BUTANO está
formado en la actualidad por 19 factorías de
almacenamiento y envasado, además de 4 instalaciones
para el abastecimiento de propano a granel (Ibiza, Mahón,
La Seo de Urgel y Navalmoral de La Mata). Aquéllas que
se encuentran situadas cerca de las refinerías reciben el
producto por tubería; las ubicadas en el litoral se abastecen
por mar y las de interior por ferrocarril o carretera. La
capacidad total de almacenamiento de REPSOL
BUTANO es de 545,78 miles de m3. El volumen de
producto almacenado a 31 de diciembre de 2006 ascendía
a 290,63 miles de m3.
275
Petr
óleo
Repsol Butano (22) BP Oil (1)
GALP ENERGÍA ESPAÑA (3)AGIP (2)
Gráfico 6.2.8. EE.SS. de suministro GLP auto
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 275
Por su parte, CEPSA GAS LICUADO cuenta con 11
instalaciones de almacenamiento y trasvase de producto,
en 8 de las cuales se envasan botellas de butano, de
propano y de GLP automoción. La capacidad total de
almacenamiento asciende a 8.248 m3 y la capacidad total
de llenado de envases supera los 1,7 millones de m3.
ATLAS, filial del Grupo CEPSA, dispone de plantas de
almacenamiento y envasado en las Ciudades Autónomas
de Ceuta y Melilla, con una capacidad de
almacenamiento de 1.570 m3 y 1.250 m3, respec-
tivamente. El volumen de producto almacenado a 31 de
diciembre de 2006 ascendía a 865 m3.
276
Petr
óleo
Portugal71,1%
ExportacionesArgelia37,7%
EEUU6,2%
Otros27,7%
Arabia Saudi14,2%
Importaciones
Reino Unido5,9%
Francia26,4%
Andorra2,5%
Guinea8,4%
Consumo Producción Importaciones Exportaciones
350
300
250
200
150
100
50
0
Ene-
00Ab
r-00
Jul-
00Oc
t-00
Ene-
01Ab
r-01
Jul-
01Oc
t-01
Ene-
02Ab
r-02
Jul-
02Oc
t-02
Ene-
03Ab
r-03
Jul-
03Oc
t-03
Ene-
04Ab
r-04
Jul-
04Oc
t-04
Ene-
05Ab
r-05
Jul-
05Oc
t-05
Ene-
06Ab
r-06
Jul-
06Oc
t-06
Gráfico 6.2.9. Balance importación-exportación de GLP en España. Años 2000-2006
Datos en miles de toneladas y porcentaje
Fuente: CNE y Boletín Estadístico de Hidrocarburos.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 276
DISAGAS dispone de tanques de almacenamiento en
todas las islas del archipiélago canario, con una
capacidad total de almacenamiento de propano y butano
de 16,08 miles de m3. A 31 de diciembre de 2006
almacenaba en dicha instalación 5,9 miles de m3.
TOTALGAZ ESPAÑA cuenta con un centro de
almacenamiento en la localidad barcelonesa de Puig-
Reig cuya capacidad asciende a 500 m3.
SHELL GAS ESPAÑA disponía de un centro de
almacenamiento y distribución de GLP en Tarragona
con una capacidad de 103 m3. En Abril de 2007 la
compañía fue adquirida por el Grupo RUBIS y operará
en España bajo el nombre de VITOGAS.
Por último, KOALAGAS (sociedad participada a partes
iguales por PRIMAGAZ y DECAL) posee una planta de
importación y almacenamiento en el puerto de
Barcelona, con una capacidad de 4.000 m3. El volumen
almacenado a 31 de diciembre de 2006 era de 3.541 m3.
El principal operador de GLP es el Grupo REPSOL YPF
a través de su filial REPSOL BUTANO, S.A., En el año
2006 ostentó una cuota total de mercado (excluido
canalizado) del 73,3% que, desglosada por segmentos,
fue del 77,7% en envasado y del 60,7% en granel. En el
gráfico 6.2.11 se observa el reparto del restante 26,7%
entre las demás compañías. El segundo y tercer operador
son el Grupo CEPSA (CEPSA GAS LICUADO y
ATLAS) y el Grupo DISA, cuyas cuotas totales
277
Petr
óleo
GIJÓN
MÉRIDA
ATLAS 2
REPSOL BUTANO 19TOTALGAZ ESPAÑA 1SHELL GAS ESPAÑA 1KOALAGAS 1DISA 7CEPSA 11
OLMOS
VENTA DE BAÑOS
GAJANO SANTURCE
Mª DE HUERVA
TARRAGONA
MONTORNES
BARCELONA
ALCUDIA
IBIZA
CASTELLÓN
PATERNA
ALICANTE
CARTAGENA
ESCOMBRERAS
SAN ROQUE
MELILLACEUTA
PALOS DE MOGUER CÁRTAMA
PELIGROS
DOS HERMANAS
PUERTOLLANO
LINARES
CEBOLLAPINTO
VICÁLVARO
SAN FERNANDO
ZUERA
FERROCARRIL
CAMIÓN CISTERNA
ISLAS CANARIAS
BENS
N.°Compañías inst.
60
50
40
30
20
10
0
%
Importación Refinerías
70
Gráfico 6.2.10. Logística primaria de almacenamiento/envasado
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 277
(excluido canalizado) de mercado en 2006 se situaron en
el 14,3% y el 5,6%, respectivamente.
A diferencia de lo ocurrido el año anterior, la
penetración de los operadores competidores del Grupo
REPSOL YPF fue mayor en el segmento del GLP
envasado que en el de granel. En el segmento de
envasado, el Grupo CEPSA continuó aumentando su
cuota de mercado hasta alcanzar el 15,7 %.
REPSOL YPF realiza la distribución de GLP en todas
sus modalidades en Península y Baleares. Para el
reparto de envases cuenta con una red de aproxi-
madamente 700 agencias que llega a 10 millones de
clientes. DISAGAS realiza la distribución de GLP,
tanto envasado como a granel, en las Islas Canarias.
La actividad comercial de GLP envasado del Grupo
CEPSA, se realiza a través de una red de más de 100
distribuidores. El propano y butano envasado se
comercializa en las comunidades autónomas de
Andalucía, Murcia, Valencia, Galicia, Madrid,
Aragón, Navarra, Cantabria, Castilla-La Mancha,
Extremadura, Asturias y Castilla y León. Asimismo,
comercializa principalmente GLP envasado a través de
su filial ATLAS, S.A., en las Ciudades Autónomas
de Ceuta y Melilla.
278
Petr
óleo
Envasado Granel
BP Oil España2,0%
Shell Gas0,3%
Grupo Cepsa*15,7%
Otros20,1%
Grupo Repsol77,7%
Disagas7,5%
Grupo Repsol60,7% Grupo Cepsa*
11,7%
Otros1,5%
Disagas5,0%
Repsol Butano73,3%
Primagaz1,4%
Atlas0,3%
Disagas5,6%
Cepsa Gas Licuado14,3%
Totalgaz0,4%
Galp Energía España2,3%
Gráfico 6.2.11. Cuota de mercado de GLP, excluido canalizado en España. Año 2006
Datos en porcentaje
(*) CEPSA GAS LICUADO + ATLAS
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 278
6.3. Precios del GLP envasado
Tras un período de «congelación», por el plazo de un
año, del precio máximo de venta al público, antes de
impuestos, de los envases de GLP con contenido igual o
superior a 8 kg, la Orden Ministerial de 6 de octubre de
2000 estableció un nuevo sistema de determinación
automática de dicho precio, quedando éste fijado en
58,8211 c /kg a partir del 1 de octubre de 2000.
Posteriormente, con aplicación a partir del 1 de abril de
2002, la Orden ECO/640/2002, de 22 de marzo,
estableció un nuevo sistema de determinación de precios
máximos antes de impuestos y actualizó los cos-
tes de comercialización. Por su parte, la Orden
ITC/2475/2005, mantiene en esencia el mismo sistema
de determinación del precio máximo, pero reduciendo
de doce a seis meses el período temporal de referencia
de las variables internacionales y de semestral a
trimestral la periodicidad de revisión del precio
mediante Resoluciones del Director General de Po-
lítica Energética y Minas. Finalmente, la Orden
ITC/2065/2006, de 29 de junio, recoge la actualización
anual de los costes de comercialización que forman
parte de la fórmula de cálculo de los mencionados
precios máximos.
El cuadro 6.3.1 muestra los precios resultantes de las
actualizaciones del precio máximo del GLP envasado
derivadas de las citadas normas, con indicación de las
variaciones porcentuales de cada precio en relación al
anteriormente vigente.
En concreto, durante el año 2006, se produjeron cuatro
actualizaciones. En los meses de diciembre de 2005 y
marzo de 2006, en aplicación todavía de la Orden
ITC/2475/2005, se fijaron los nuevos precios má-
ximos antes de impuestos aplicables a partir del
279
Petr
óleo
Período Precio antes impuestos Variaciónde aplicación (c €/kg) (%)
Orden Ministerial de 6 de octubre de 2000 oct 00/mar 01 58,8211 17,4%abr 01/sep 01 65,1377 10,7%oct 01/mar 02 63,3707 –2,7%
Orden ECO/640/2002 de 22 de marzo abr 02/sep 02 59,1207 –6,7%oct 02/mar 03 55,9846 –5,3%abr 03/sep 03 59,6479 6,5%oct 03/mar 04 60,5561 1,5%abr 04/sep 04 57,5830 –4,9%oct 04/mar 05 59,1167 2,7%abr 05/jul 05 64,0600 8,4%
Orden ITC/2475/2005 de 28 de julio ago 05/sep 05 67,6619 5,6%oct 05/dic 05 70,3291 3,9%ene 06/mar 06 77,5516 10,3%abr 06/jun 06 85,1952 9,9%
Orden ITC/2065/2006 de 29 de junio jul 06/sep 06 83.7188 -1,7%oct 06/dic 06 81,1753 -3,0%
Fuente: CNE.
Cuadro 6.3.1. Evolución del precio antes de impuestos del GLP envasado > 8 kgDatos en c€/kg y en porcentaje
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 279
1 de abril y 1 de julio, que fueron 77,5516 c /kg
y 85,1952 c /kg respectivamente, lo que supuso
una subida del precio del 10,3% en el primer caso
y del 9,9% en el segundo, como consecuencia del
incremento de las cotizaciones internacionales de ma-
teria prima y fletes.
Con la entrada en vigor de la Orden ITC/2065/2006
(sobre cuyo proyecto la CNE emitió su preceptivo
informe 19/2006, Ref. web: 82/2006), que incorporó
una subida del 3,70% del término C, el nuevo precio
máximo quedó fijado en 83,7188 c /kg, disminuyendo
hasta los 81,1753 c /kg (desde el 1 de octubre de 2006
hasta el 31 de diciembre de 2006) con ocasión de la
aprobación de la primera Resolución trimestral de
actualización dictada en desarrollo de la citada Orden
ITC, que recoge un descenso de las cotizaciones
internacionales de la materia prima.
En cuanto a los impuestos, la Ley 22/2005, de 18 de
noviembre, por la que se incorporan al ordenamiento
jurídico español diversas directivas comunitarias en
materia de fiscalidad de productos energéticos, eliminó
la preexistente diferenciación entre GLP para uso
general y para automóviles de servicio público,
quedando sólo la categoría de uso general, cuyo
impuesto pasó de ser 125 /Tm a 57,47 /Tm. Por su
parte, permaneció el tipo cero para el GLP destinado a
usos distintos a los de carburante.
El gráfico 6.3.2 representa el precio máximo de venta al
público de la botella de 12,5 kg de GLP en Península y
Baleares desglosado en sus distintos componentes. El
promedio del componente «comercialización», definido
como diferencial entre el precio máximo de venta antes
de impuestos y el coste de materia prima (calculado
como cotización internacional del mes de referencia más
280
Petr
óleo
€/k
g
1,05
0,95
0,85
0,75
0,65
0,55
0,45
0,35
0,25
12,0
11,0
10,0
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
€/b
otel
la 1
2,5
kg
Sep-
96Di
c-96
Mar
-97
Jun-
97Se
p-97
Dic-
97M
ar-9
8Ju
n-98
Sep-
98Di
c-98
Mar
-99
Jun-
99Se
p-99
Dic-
99M
ar-0
0Ju
n-00
Sep-
00Di
c-00
Mar
-01
Jun-
01Se
p-01
Dic-
01M
ar-0
2Ju
n-02
Sep-
02Di
c-02
Mar
-03
Jun-
03Se
p-03
Dic-
03M
ar-0
4Ju
n-04
Sep-
04Di
c-04
Mar
-05
Jun-
05Se
p-05
Dic-
05M
ar-0
6Ju
n-06
Sep-
06Di
c-06
€/botella €/kg
Sistema de preciosmáximos (16/07/1998)
Sistema de precios máximos(OM de 22/03/2002)
Congelación PVP6,43€ (1.070 ptas.)
Sistema de preciosmáximos (31/07/1997)
Sistema de precios máximos(OM de 6/10/2000)
El tipo de IVA pasadel 7% al 16%
Congelación PVP 6,70€ (1.115 ptas.)
Actualizaciòn costescomercialización
(Orden ITC/2065/2006)
Actual sistema deprecios màximos
(Orden ITC/2475/2005)
Gráfico 6.3.1 Evolución del PVP del GLP envasado > 8 kg en Península y Baleares
Datos en €/botella 12,5 kg y €/kg
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 280
281
Petr
óleo
Producto Impuesto especial (€/Tm) Tipo impositivo IVA (%)
Península y BalearesGLP (para usos distintos a los de carburante) — 16 (1)GLP (carburante uso general) (3) 57,47 16 (1)
Producto Impuesto especial (€/Tm) Tipo impositivo IGIC (%) (2)
CanariasPropanos y butanos 0,5 —
Producto Gravamen complementario (€/l) Tipo impositivo IPSI (%)
CeutaPropanos y butanos 0,0 3
Producto Gravamen complementario (€/l) Tipo impositivo IPSI (%)
MelillaPropanos y butanos 0,0 7
(1) Aplicable a partir del 01/01/2002 para el GLP envasado (Ley 24/2001, de 27 dic, de Medidas Fiscales, Administrativas y delOrden Social). Desde oct-99 se venía aplicando el tipo reducido de IVA del 7%.
(2) La Ley 24/2001 introduce, a partir del 01/01/2002, la exención del IGIC (anteriormente 2%) a las entregas o importaciones deproductos derivados del petróleo.
(3) La Ley 22/2005 elimina la preexistente diferenciación entre GLP para uso general y para automóviles de servicio público,quedando sólo la categoría de uso general, cuyo impuesto pasa de ser 125 €/Tm a 57,47 €/Tm.
Fuente: CNE.
Cuadro 6.3.2. Impuestos aplicables al GLP
Precio materia prima + flete (1) Comercialización (2) Impuestos PVP oficial
0
2
4
6
8
10
12
14
€/b
otel
la d
e 12
,5 K
g
0
2
4
6
8
10
12
14
ene-
99
may
-99
sep-
99
ene-
00
may
-00
sep-
00
ene-
01
may
-01
sep-
01
ene-
02
may
-02
sep-
02
ene-
03
may
-03
sep-
03
ene-
04
may
-04
sep-
04
ene-
05
may
-05
sep-
05
ene-
06
may
-06
sep-
06
ene-
07
Gráfico 6.3.2. Desglose del PVP de la botella de 12,5 kg en Península y Baleares
Datos en €/botella 12,5 kg
(1) Cotización internacional del mes de aplicación y flete del mes precedente.(2) Precio final – (precio materia prima + flete) – impuestos. Incluye márgenes de operador y comercializador.
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 281
el flete del mes precedente), correspondiente al período
comprendido entre octubre de 2000 y el mes de marzo de
2007 se sitúa en 0,31 /kg, habiéndose registrado su
valor mínimo en noviembre de 2000 (0,14 /kg) y su
valor máximo en abril de 2006 (0,44 /kg). En 2006 este
componente experimentó un crecimiento en el primer
semestre del año, iniciando el año con los 0,26 /kg
registrados en enero hasta los 0,43 /kg de junio.
A partir del segundo semestre la tendencia es lige-
ramente decreciente, finalizando el año con un valor
de 0,39 /kg.
El PVP máximo aplicado a los envases de más de 8 kg
en Península y Baleares fue superior, durante todo el
año 2006, al precio de venta del GLP a granel a
consumidor final (excepto en el mes de febrero) y al
PVP del GLP de automoción a granel (excepto en
el mes de marzo).
282
Petr
óleo
Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06
Envasado > 8 kg Granel consumidor final Automoción granel
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
€/k
g
Gráfico 6.3.3. Comparación por canal del PVP del GLP en Península y Baleares. Año 2006
Datos en €/kg.
Fuente: CNE.
04 Inf. Energía 07 Petroleo.qxd 18/10/07 13:35 Página 282
Medio ambiente
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 283
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 284
El impacto de la generación de energía eléctrica sobre el
medio ambiente se manifiesta fundamentalmente a tra-
vés de la emisión de sustancias contaminantes a la
atmósfera, objeto principal de este apartado. Asimismo,
se destaca en este epígrafe el almacenamiento de resi-
duos procedentes de las centrales nucleares españolas.
1.1. Emisiones de las grandes instalacionesde combustión existentes
Las GIC, grandes instalaciones de combustión, se defi-
nen como fuentes fijas de combustión con potencia tér-
mica igual o superior a 50 MW y que corresponden a
ciclos de vapor.
Los límites de emisión de SO2 y NOx (sustancias proce-
dentes principalmente de las centrales térmicas y de las
refinerías) a que se encuentran sujetas estas instalaciones
de combustión, se encuentran regulados en la Directiva
2001/80/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre
limitación de emisiones a la atmósfera de determinados
agentes contaminantes procedentes de grandes instalacio-
nes de combustión, transpuesta a la regulación española
mediante el Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo.
Vamos a considerar en este epígrafe las emisiones de ins-
talaciones de generación en régimen ordinario, es decir,
centrales térmicas convencionales (de carbón nacional e
importado y de fuel-gas) y centrales de ciclo combinado,
tanto peninsulares como extrapeninsulares. Las emisiones
de SO2 procedentes de estas instalaciones se han reducido
claramente, lo mismo que las de NOx, aunque la reducción
de estas emisiones sea algo menor. Todo ello aún a pesar
del incremento de participación en al producción de cen-
trales de ciclo combinado, que ya suponen un 28% de la
producción bruta nacional en régimen ordinario, y cuyas
emisiones específicas de NOx son similares a las de las
centrales de fuel o mixtas, aunque estas últimas han dis-
minuido en cuanto a la participación en la producción total
(un 2,28% respecto al 2005), lo cual ha compensado el
incremento de las emisiones de NOx procedentes de las
citadas centrales de ciclo combinado. Por otra parte, el año
2006 ha sido un buen año en pluviometría, lo cual ha per-
mitido incrementar la generación hidráulica, reduciendo la
procedente del carbón, con la consiguiente reducción de
emisiones que ello conlleva.
Por tanto, tal y como puede observarse en el gráfico
1.1.1, que refleja emisiones acumuladas, las emisiones
1. Electricidad
285
Med
io a
mbi
ente
Ener
gía
(TW
h)
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
40
60
80
100
120
140
160
180
Emis
ión
(kt
SO2
y N
Ox)
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
l
SO2 NOx Energía
Gráfico 1.1.1. Evolución de las emisiones de instalaciones de generación en régimen ordinario
Fuente: CIEMAT y elaboración propia.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 285
conjuntas de ambos contaminantes han ido decreciendo
a lo largo del período analizado en relación al incre-
mento de la producción.
A continuación, el gráfico 1.1.2 muestra la evolución de
las emisiones de dióxido de carbono, dióxido de azufre,
partículas y CO2, durante el período 1990-2006.
En los gráficos 1.1.3 y 1.1.4 se observa la distribución
de emisiones por tipo de centrales durante el año 2006.
Así, las instalaciones más contaminantes en cuanto a
emisiones de SO2 son las que consumen lignito. En lo
relativo a las emisiones de NOx, son las centrales que
utilizan hulla y antracita autóctona las que producen
mayor proporción de emisiones.
Se muestran a continuación los porcentajes en los que la
generación eléctrica procedente de las instalaciones de
régimen ordinario produce emisiones de otros elementos
contaminantes, como son las partículas y el CO2. Son las
centrales consumidoras de hulla y antracita las que con-
tribuyen en mayor medida a su emisión.
286
Med
io a
mbi
ente
kt C
O2
kt N
Ox, S
O 2 y
par
tícu
las
0 0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
CO2 SO2 NOx Partículas
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gráfico 1.1.2. Evolución de las emisiones procedentes de centrales térmicas. Período 1990-2006
Fuel / Gas3%
Carbón deimportación
6%
Lignito pardo41%
Lignito negro23%
CCTG0%
Hulla + Antracita27%
Gráfico 1.1.3. Emisiones de SO2 en instalaciones de régimen ordinario
Fuente: CIEMAT y CNE.
Fuente: CIEMAT y CNE.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 286
287
Med
io a
mbi
ente
CCTG26%
Fuel / Gas4%
Hulla + Antracita40%
Lignito negro13%
Carbón deimportación
10%
Lignito pardo7%
Gráfico 1.1.4. Emisiones de NOx en instalaciones de régimen ordinario
Fuente: CIEMAT y CNE.
Carbón deimportación
12%
Lignito pardo17%
Lignito negro15%
Hulla + Antracita48%
CCTG5%
Fuel / Gas3%
Gráfico 1.1.5. Emisiones de partículas en instalaciones de régimen ordinario
Fuente: CIEMAT y CNE.
Hulla + Antracita31%
Fuel / Gas8%
Lignito negro9%
Lignito pardo14%
Carbón deimportación
14%
CCTG24%
Gráfico 1.1.6. Emisiones de CO2 en instalaciones de régimen ordinario
Fuente: CIEMAT y CNE.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 287
1.2. Emisiones de contaminantes porsectores
La clasificación de emisiones contaminantes por secto-
res, muestra que es el transporte el sector principalmen-
te contaminante en cuanto a NOx (40% del total). Este
lugar lo ocupa el sector energético en el caso del SO2,
con el 81% de las emisiones.
En cuanto a las emisiones de CO2, la mayor proporción
de emisiones procede de los sectores de transporte y de
transformación de la energía.
La estructura de emisión de CO2 por sectores en España
es muy similar a la existente en el conjunto de la Unión
Europea, como se observa en el gráfico 1.2.4. Esta dis-
tribución apenas ha experimentado variación respecto a
los datos del ejercicio anterior.
1.3. Residuos nucleares
Los elementos combustibles irradiados almacenados
temporalmente en las piscinas de las centrales nucleares
españolas a finales del año 2006, suman un total de
10.581. El porcentaje de ocupación total es del 66,90%.
288
Med
io a
mbi
ente
Manufacturay construcción23%
Energía24%
Transporte40%
Otros13%
Gráfico 1.2.1. Emisiones de NOx por sectores
Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2005.
Manufacturay construcción
9%Energía81%
Transporte3%
Otros7%
Gráfico 1.2.2. Emisiones de SO2 por sectores
Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2005.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 288
289
Med
io a
mbi
ente
Transporte28%
Otros19%
Manufacturay construcción19%
Energía34%
Gráfico 1.2.3. Emisiones de CO2 por sectores
Fuente: EEA. Datos referidos a España en 2005.
Transporte24%
Manufacturay construcción16%
Otros27%
Energía33%
Gráfico 1.2.4. Emisiones de CO2 por sectores. Europa
Fuente: EEA. Datos referidos a la Europa de los 15 en 2005.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
J. Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes VandellósII
Trillo ATI* deTrillo
Capacidad ocupada Capacidad libre * Almacén temporal individual
Gráfico 1.3.1. Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31/12/06)
Fuente: Consejo de Seguridad Nuclear. Informe al Consejo de los Diputados y al Senado. Año 2006.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 289
El gráfico 1.3.1 muestra el grado de ocupación en ele-
mentos irradiados de las centrales nucleares españolas.
1.4. Emisiones de CO2 en la Europa de los 15
El siguiente mapa muestra, para los Estados Miembros
de la UE-15, las emisiones de CO2 medidas por habitan-
te y año. Se observa que los países de la zona norte de
Europa (excepto Suecia) son los más emisores en mate-
ria de CO2, con la emisión a la atmósfera de cantidades
superiores a las 2,5 toneladas de carbono por habitante y
año. En general, son los países del sur de Europa los que
menos CO2 emiten. Este comportamiento tan desigual
entre los Estados Miembros, se debe al «mix» de tecno-
logías existente en cada país, en la medida en que hay
centrales que producen más CO2 que otras, al grado de
desarrollo económico y a las bajas temperaturas regis-
tradas en el norte de Europa.
290
Med
io a
mbi
ente
PORTUGAL1,6 ESPAÑA
2,4
DINAMARCA2,5
BÉLGICA3,0
HOLANDA2,8
REINO UNIDO2,5
IRLANDA3,0
FRANCIA1,8
ALEMANIA2,6
FINLANDIA2,8
SUECIA1,4
ITALIA2,2
AUSTRIA2,4
GRECIA2,5
LUXEMBURGO6,1
0 a 2 tC/hab./año
2,1 a 2,5 tC/hab./año
2,6 a 3 tC/hab./año
3,1 o más tC/hab./año
Gráfico 1.4.1. Índice de emisiones de CO2 por habitante en los países de la UE-15
Fuente: Inventarios nacionales y elaboración propia. Año 2005.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 290
2.1. El efecto invernadero: dióxido decarbono y metano
Los gases originados por la actividad humana que pro-
vocan el calentamiento global del planeta por el conoci-
do efecto invernadero son fundamentalmente: CO2,
CH4, NOx, compuestos clorofluorocarbonados (CFC’s)
y vapor de agua. La contribución del CO2 es la más
importante y representa un 68%, seguida del metano con
un 19%. Este último es aún más potente que el CO2,
pero sus moléculas tienen un período de vida en la
atmósfera más corto (ver gráfico 2.2).
En España, en el año 2005 la totalidad de las emisiones de
gases de efecto invernadero alcanzaron los 440.649 kilo-
toneladas equivalentes de CO2, de los cuales la emisión de
CO2 como tal supuso el 83,6%, mientras que el metano fue
el segundo en importancia, con un 8,5% (gráfico 2.3).
Las emisiones de metano procedentes de la actividad
del hombre tienen dos fuentes principales: la ganade-
ría y los arrozales (alrededor del 50% entre ambas,
según gráfico 2.4). Otras fuentes importantes son la
biomasa (procesos de combustión), la minería del
carbón, gas natural y petróleo, los vertederos y el tra-
2. Gas
291
Med
io a
mbi
ente
Kg C
O 2/G
J
0
20
40
60
80
100
120
Lignito Antracita Fuel oil Gasóleo Gas natural
102
91,3
78,573,3
55,9
Gráfico 2.1. Emisiones de CO2 por combustión de distintos combustibles fósiles
Fuente: Eurogas.
NOx
7%
CH4
19%
CFC‘s6%
CO2
68%
Gráfico 2.2. Influencia de la actividad humana en el efecto invernadero
Fuente: Eurogas.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 291
tamiento de los residuos sólidos urbanos. Las fugas y
pérdidas de gas natural suponen el 10% de las emi-
siones mundiales anuales de metano producidas por
el hombre (7% de todas las emisiones de metano
incluyendo las de origen natural). Se estima que el
hombre es responsable del 70% de las emisiones
totales de CH4.
El sistema de suministro de gas natural de Europa
occidental está considerado como uno de los más lim-
pios, seguros y eficientes de los sistemas de suminis-
tro de combustible del mundo. Las fugas medias esti-
madas son de alrededor del 0,7% del total suministra-
do, lo cual supone que dicha zona es únicamente res-
ponsable de un 2% del total de metano emitido a la
atmósfera como consecuencia de la actividad humana.
Todo esto sin tener en cuenta que aproximadamente un
25% de las fugas se oxida en el terreno antes de salir
a la atmósfera.
En España, para el año 2006, las mermas y autocon-
sumos de gas natural del sistema gasista se estiman
205 Mm3 (n), cuya equivalencia en energía es de
2.383 GWh. Esta cantidad supone el 0,55% de las
entradas al sistema gasista. Si no se consideran los
autoconsumos (en estaciones de compresión, plantas
de regasificación, etc.), las emisiones se situarían en
cifras inferiores a 140 Mm3 (n), lo que supondría
unas emisiones inferiores al 0,4% del gas introduci-
do en el sistema gasista español. Esta eficiencia en
emisiones respecto a la media de los países europeos
se debe por la relativa modernidad del sistema gasis-
ta español.
2.2. Combustión del gas natural
De los combustibles fósiles, por su composición quí-
mica el gas natural es el más limpio en su combustión.
En este proceso, al igual que en la combustión del resto
de combustibles fósiles, se produce principalmente
CO2 y vapor de agua. El motivo de la calificación de
«más limpio» es debido a que en el gas natural la pro-
porción hidrógeno/carbono es mayor que en el resto de
combustibles:
292
Med
io a
mbi
ente
CO2
83,6%
N2O6,7%
CH4
8,5%
CFC1,3%
Gráfico 2.3. Distribución de las emisiones de gases de efecto invernadero de España en el año 2005
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 292
— Gas natural (Metano): H/C = 4/1 = 4
— Petróleo (Decano): H/C = 22/10 = 2,2
— Carbón (Coroneno): H/C = 12/24 = 0,5
Esto conlleva unas emisiones de CO2 producto de la
combustión un 25-30% menores que en el caso del
petróleo, y un 40-50% menores en el caso del carbón,
por unidad de energía producida (ver gráfico 2.1).
En las dos últimas décadas se han desarrollado para su
utilización final equipos y nuevas tecnologías con eleva-
dos rendimientos, sobre todo en generación eléctrica.
Teniendo en cuenta las altas eficiencias de los procesos
de combustión del gas natural y las avanzadas tecnolo-
gías de recuperación de calor en los mismos, es todavía
mejor el rendimiento de energía final obtenida en rela-
ción a los contaminantes.
Un ejemplo claro de lo anterior se presenta en la
siguiente comparación: una central de ciclo combinado
emitirá, para la misma electricidad producida, aproxi-
madamente un 35%-40% del CO2 que se emitiría con
una central de carbón.
Además, al ser un gas, el empleo de gas natural favore-
ce la combustión completa y un mejor control de la tem-
peratura de combustión, siendo el combustible que
menos cantidad NOx emite a la atmósfera.
Otra ventaja que ofrece la forma gaseosa del gas natural
es la facilidad que presenta para la retirada de su com-
posición de componentes del azufre, que en combustión
producen SO2. Si además el suministro del gas natural se
efectúa a través de gas natural licuado (GNL), el por-
centaje de azufre en la composición del gas natural se
limita a trazas (se retira en el proceso de licuación), la
formación de óxidos de azufre es prácticamente nula.
2.3. La lluvia ácida: óxidos de azufre ynitrógeno
Los óxidos de nitrógeno (NOx) y el dióxido de azufre
(SO2) son compuestos que, liberados en la atmósfera,
producen la denominada lluvia ácida. Ésta tiene efectos
293
Med
io a
mbi
ente
Carbón11%
Gas natural10%
Residuos urbanos7%
Petróleo7%
Ganadería29%
Arrozales17%
Vertederos8%
Combustión biomasa11%
Gráfico 2.4. Distribución de fuentes de emisión de metano procedentes de actividades humanas
Fuente: Eurogas.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 293
en el medio ambiente tales como la deforestación o dis-
minución significativa de determinadas especies anima-
les en las zonas de alta concentración de dichos com-
puestos. De estos dos compuestos, el SO2 es el que con-
tribuye principalmente a la lluvia ácida.
El gas natural apenas contiene azufre en su composición
y por lo tanto sus emisiones de SO2 son insignificantes,
sobre todo si se comparan con las derivadas de la com-
bustión de carbón y petróleo (gráfico 2.5). En cuanto a
las de los óxidos de nitrógeno son también menores,
sobre todo con la utilización de tecnología de quemado-
res de bajo NOx.
2.4. Calidad del aire
Aparte de las menores emisiones de CO2, SO2 y NOx
que se acaban de comentar, el gas natural contiene una
reducida cantidad de compuestos orgánicos volátiles,
que son los principales responsables de la formación de
nieblas urbanas y ozono a nivel del suelo. No produce
cenizas, polvo, ni residuos sólidos.
294
Med
io a
mbi
ente
Valo
res
rela
tivo
s al
gas
óleo
SO2 NOx
Carbón Fueloil Gasóleo Gas natural Carbón Fueloil Gasóleo Gas natural0
1
2
3
4
5
6
5
3,3
1
0,1
2,4
1,5
10,6
Gráfico 2.5. Emisiones de SO2 y NOx
(Calderas industriales sin proceso de limpieza de humos)
Fuente: Eurogas.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 294
3.1. Convenios internacionales sobrecontaminación marina
España es una Parte Contratante activa en diversos con-
venios y organizaciones internacionales en relación con
los temas de contaminación marina. A continuación se
indicarán de forma resumida las acciones que se han
tomado en el transcurso del año 2006 en dichos conve-
nios y organizaciones.
3.1.1. Convenio OSPAR
El Convenio OSPAR es el instrumento por el cual se rigen
los países ribereños del Océano Atlántico Europeo para
llegar a acuerdos comunes en materia de contaminación
marina. Consta de cinco anexos relativos a contaminación
de origen terrestre, vertidos e incineración, fuentes offs-
hore, evaluación de la calidad del medio marino y con-
servación de los ecosistemas y diversidad biológica. La
CNE ha tenido delgada hasta 2005 la presidencia de
España en el Comité de la Industria Offshore.
Se ha delegado en la CNE la recogida y elaboración de
datos para el Convenio OSPAR. A requerimiento del
Ministerio de Medio Ambiente, la CNE procedió
durante los años 2002 a 2006 la recogida y elaboración
de los datos e información que España reporta periódi-
camente al Convenio OSPAR en relación con las des-
cargas y emisiones de las instalaciones offshore en el
área del Convenio OSPAR correspondientes a los años
2001 a 2005, respectivamente. Igualmente la CNE
remitió los informes de implementación en relación
con las nuevas medidas adoptadas en las últimas reu-
niones del Convenio.
3.1.2. Convenio de Barcelona
El Convenio de Barcelona es un acuerdo mediante el
cual se establece una obligación general para adoptar las
medidas adecuadas para prevenir, reducir y eliminar la
contaminación en el mar Mediterráneo y proteger y
mejorar el medio ambiente marino en dicha zona. Se
desarrolla en base a protocolos que establecen las fuen-
tes de contaminación que deben controlarse: la contami-
nación por vertidos, procedente de buques, de activida-
des de exploración y explotación en la plataforma conti-
nental y en el fondo marino, la originada por fuentes
terrestres, etc.
En el Convenio también se tratan aspectos como la cola-
boración en caso de emergencias, la forma de realizar un
seguimiento de la contaminación, la colaboración en los
ámbitos científico y tecnológico, las responsabilidades y
compensaciones.
En relación con este Convenio, a solicitud de la
Dirección General de Costas cursada el 25 de octubre de
2006, la CNE completó el cuestionario sobre aplicación
del Protocolo relativo a la protección del mar
Mediterráneo contra la contaminación resultante de la
exploración y explotación de la plataforma continental,
del fondo del mar y su subsuelo (Protocolo Offshore,
Convenio de Barcelona), en 2004-2005, que remitió a
dicha Dirección General el 28 de diciembre de 2006.
3.1.3. Convenio de Londres
En 1972 se firma en Londres el «Convenio para la pre-
vención del vertimiento de desechos y otras materias»,
el cual entró en vigor en 1975. En 1996 se negoció un
Protocolo más restrictivo que sustituye al anterior para
las Partes Contratantes que lo hayan firmado, entre
ellas España.
El Convenio de Londres es el instrumento por el cual se
rigen los países ribereños de los diferentes mares y océ-
anos para llegar a acuerdos comunes en materia de con-
taminación.
3. Petróleo
295
Med
io a
mbi
ente
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 295
Este Convenio controla y regula a nivel mundial la eva-
cuación en el mar de desechos y otras materias (inclui-
dos buques y unidades offshore). Regula la evacuación
de ciertas substancias de las que se sabe que son espe-
cialmente perjudiciales para el medio ambiente (como
los compuestos orgánicos halogenados, mercurio, cad-
mio, plásticos, hidrocarburos de origen mineral y dese-
chos radiactivos). El Convenio tiene asimismo disposi-
ciones concretas sobre el vertimiento de algunas mate-
rias que pueden suponer un riesgo para el medio marino
y para la salud humana. Además regula la incineración
de desechos a bordo de los buques.
3.1.4. Convenio Internacional de 29
de noviembre de 1969 sobre la
responsabilidad civil derivada de
daños debidos a la contaminación
de las aguas del mar por hidrocarburos
El Convenio Internacional sobre la responsabilidad civil
derivada de daños debidos a la contaminación de las
aguas del mar por hidrocarburos, suscrito en Bruselas el
29 de noviembre de 1969, y ratificado por España con
fecha de 8 de diciembre de 1975, entró en vigor, de
acuerdo con lo previsto en su artículo 15, el día 7
de marzo de 1976.
Mediante el Protocolo, hecho en Londres el 27 de
noviembre de 1992, se enmendó el Convenio
Internacional sobre responsabilidad civil derivada de
daños debidos a la contaminación de las aguas del mar
por hidrocarburos de 1969. España se adhirió a dicho
Protocolo el 6 de junio de 1995, y denunció simultánea-
mente el Convenio de 1969.
La entrada en vigor del Protocolo de 1992 ha implicado
cambios significativos respecto al Convenio de 1969,
para efectuar su implementación en España se publicó el
RD 1892/2004 de 10 de septiembre, por el que se dictan
normas para la ejecución del Convenio Internacional
sobre la responsabilidad civil derivada de daños debidos
a la contaminación de las aguas del mar por hidrocarbu-
ros. Este Real Decreto establece las reglas necesarias
para la ejecución del convenio enmendado y regula en
una única disposición los distintos aspectos relacionados
con la exigencia y el control por parte de la
Administración marítima de los certificados de seguro o
de garantía financiera emitidos, ejecutando lo estableci-
do en el Convenio Internacional sobre la responsabili-
dad civil derivada de daños debidos a la contaminación
de las aguas del mar por hidrocarburos, actualmente en
vigor.
3.1.5. Protocolo de 2003 relativo al Convenio
Internacional sobre la constitución
de un Fondo Internacional de
Indemnización de daños debidos a
contaminación por hidrocarburos,
1992, hecho en Londres el 16 de mayo
de 2003
El 2 de febrero de 2005 apareció publicado en
el Boletín Oficial del Estado el Instrumento de
Ratificación del Protocolo de 2003 relativo al Convenio
Internacional sobre la constitución de un Fondo
Internacional de Indemnización de daños debidos a con-
taminación por hidrocarburos, 1992, hecho en Londres
el 16 de mayo de 2003. Por ese Protocolo se constituye
un fondo complementario internacional para la indemni-
zación de daños ocasionados por contaminación, que se
denominará «Fondo complementario internacional de
indemnización de daños debidos a contaminación por
hidrocarburos, 2003».
Esta iniciativa se ha materializado tras el reconocimien-
to efectuado por varias Partes Contratantes de los
Convenios de Responsabilidad Civil y del Fondo de
1992 de considerar necesario disponer, con carácter
296
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urgente, de fondos adicionales para la indemnización
mediante la creación de un plan complementario al que
los Estados puedan adherirse si así lo desean.
El plan complementario intenta garantizar que las vícti-
mas de los daños debidos a contaminación por hidrocar-
buros sean indemnizadas íntegramente por sus pérdidas
o daños, y también aliviar las dificultades con que se
enfrentan las víctimas en los casos en que existe riesgo
de que la cuantía de indemnización disponible en virtud
de los Convenios de Responsabilidad Civil y del Fondo
de 1992 sea insuficiente para pagar íntegramente las
reclamaciones reconocidas y como consecuencia de ello
el Fondo internacional de indemnización de daños debi-
dos a contaminación por hidrocarburos, 1992, decida
provisionalmente que pagará solamente una parte de
toda reclamación reconocida.
3.2. Cambio climático
3.2.1. Evolución de los acuerdos de Kioto
Con objeto de luchar contra el cambio climático, en
1997 se firmó el Protocolo de Kioto, mediante el cual
las Partes Contratantes se comprometieron a reducir las
emisiones de gases de efecto invernadero, expresadas en
dióxido de carbono equivalente, al menos un 5,2% en el
período 2008-2012, respecto a los niveles de emisiones
del año base. El Protocolo entró en vigor el 16 de febre-
ro de 2005.
Los gases de efecto invernadero a los que hace referencia
el Protocolo de Kioto son los siguientes: dióxido de car-
bono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidro-
fluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexa-
fluoruro de azufre (SF6). El año base que se ha de tomar
como referencia para los tres primeros es el 1990, mientras
que el Protocolo permite a las Partes Contratantes escoger
entre 1990 y 1995 como año base para el resto.
La Comunidad Europea y sus Estados Miem-
bros ratificaron el Protocolo mediante la Decisión
2002/358/CE del Consejo, obligándose a reducir con-
juntamente sus emisiones de gases de efecto inverna-
dero un 8% en el período objetivo, respecto a los nive-
les de 1990. Los objetivos de limitación de emisiones
correspondientes a cada Estado Miembro en virtud de
dicha Decisión son muy diferentes, habiéndose acorda-
do que España pueda incrementar sus emisiones un
15% en el período 2008-2012.
El Protocolo de Kioto propone tres mecanismos flexi-
bles para facilitar el cumplimiento de los objetivos de
reducción de emisiones: el mecanismo de implementa-
ción conjunta, el mecanismo de desarrollo limpio y el
comercio de derechos de emisión.
De cara a la puesta en práctica de estos mecanismos en
la Unión Europea, se aprobaron dos directivas. La
Directiva 2003/87/CE, del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se esta-
blece un régimen para el comercio de derechos de emi-
sión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y
por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del
Consejo, (apartado B) y la Directiva 2004/101/CE
del Parlamento Europeo y del Consejo de 27 de octubre
de 2004 por la que se modifica la anterior con respecto
a los mecanismos de proyectos del Protocolo de Kioto,
(apartado C). De acuerdo con la UNFCCC, a nivel inter-
nacional a 15 de marzo de 2007 se habían registrado 547
proyectos del mecanismo de desarrollo limpio y se habí-
an emitido 36.077.012 créditos. Se espera que a finales
de 2012 se hayan emitido 760.000.000 créditos.
También cabe destacar la adopción de la Decisión
280/2004/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de
11 de febrero de 2004, relativa a un mecanismo para el
seguimiento de las emisiones de gases de efecto inverna-
dero en la Comunidad y para la aplicación del Protocolo
297
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05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 297
de Kioto y posteriormente la Decisión de la Comisión
2005/166/CE, de 10 de febrero de 2005, por la que se esta-
blecen disposiciones de aplicación de la Decisión anterior.
En 2005 la Comisión realizó un análisis a medio y largo
plazo de las implicaciones políticas, económicas y
sociales de sus compromisos internacionales en el docu-
mento es el COM(2005)35 final Comunicación de la
Comisión al Consejo, al Parlamento Europeo, al Comité
Económico y Social Europeo y al Comité de las Regio-
nes: «Ganar la batalla contra el cambio climático mun-
dial». Ese documento tiene la intención de servir de
referencia, en particular, para el debate sobre las estrate-
gias de reducción de las emisiones de gases de efecto
invernadero en virtud del Protocolo de Kioto.
Con objeto de hacer frente al impacto cada vez mayor de
la aviación en el cambio climático, la Comisión ha pro-
puesto incluir este sector en el mercado comunitario de
comercio de derechos de emisión, mediante la Propuesta
de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo por
la que se modifica la Directiva 2003/87/CE con el fin de
incluir las actividades de aviación en el régimen comu-
nitario de comercio de derechos de emisión de gases de
efecto invernadero (COM(2006)218 final y 2006/034
COD), publicada el 20 de diciembre de 2006. La
Comisión se ha decantado así por un instrumento comu-
nitario basado en el mercado prefiriéndolo a otras posi-
bles medidas financieras como impuestos o gravámenes.
Finalmente en 2006 se ha aprobado la Decisión de la
Comisión 2006/780/CE relativa a la forma de evitar el doble
cómputo de las reducciones de emisiones de gases de efec-
to invernadero en el régimen comunitario de comercio de
derechos de emisión en relación de actividades de proyectos
derivados del Protocolo de Kioto de conformidad con la
Directiva 2003/87/CE de la Comisión. Esta Decisión habi-
lita los mecanismos para una correcta contabilidad de los
créditos asociados a los mecanismos flexibles.
A) La duodécima Conferencia de las Partes
La duodécima sesión de la Conferencia de las Partes de
Naciones Unidas (COP 12) y segunda Reunión de las
Partes tras la entrada en vigor del Protocolo de Kioto
(CMP 2), tuvieron lugar entre el 6 y 17 de noviembre de
2006 en Nairobi (Kenia).
En la COP 12 se acordaron las actividades que se reali-
zarán durante los próximos años en el marco del
«Programa de Trabajo de Nairobi sobre Impactos,
Vulnerabilidad y Adaptación», que contribuirán a mejo-
rar la toma de decisiones sobre evaluación de la vulne-
rabilidad y adaptación al cambio climático.
Asimismo se llegó a un acuerdo sobre el Fondo de
Adaptación del Protocolo de Kioto, que está diseñado
para apoyar actividades de adaptación concretas en paí-
ses en desarrollo.
Se dio la bienvenida al Marco de Nairobi, que propor-
cionará una ayuda adicional a los países en desarrollo
para desarrollar proyectos del mecanismo de desarro-
llo limpio con éxito.
Se finalizaron las reglas del Fondo Especial de Cambio
Climático, diseñado para financiar proyectos en países
en desarrollo relativos a adaptación, transferencia de
tecnologías, mitigación del cambio climático y diversifi-
cación económica para países altamente dependientes de
los ingresos procedentes de los combustibles fósiles.
Se adoptaron las reglas de procedimiento del Comité de
Cumplimiento del Protocolo de Kioto, que ya es operativo.
Por último, se produjeron avances en las conversaciones
de los países industrializados en relación con el tema de
los futuros acuerdos post-Kioto. En concreto, las Partes
llegaron a un acuerdo sobre un programa de trabajo
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05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 298
detallado que marca los pasos necesarios para llegar a
nuevos acuerdos en este tema.
La próxima ronda de negociaciones en relación con el
Protocolo de Kioto tendrá lugar en Bonn (Alemania), en
mayo de 2007.
B) Directiva 2003/87/CE, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 13 de octubre
de 2003, por la que se establece un
régimen para el comercio de derechos de
emisión de gases de efecto invernadero en
la Comunidad y por la que se modifica la
Directiva 96/61/CE del Consejo
La Directiva de comercio de derechos de emisión esta-
blece un régimen comunitario para el comercio de dere-
chos de emisión de gases de efecto invernadero a fin de
fomentar reducciones de las emisiones de estos gases de
forma eficaz en relación con el coste y económicamen-
te eficiente.
El comercio de emisión es un mecanismo complementa-
rio a las políticas y medidas que se han de adoptar para
reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
La Directiva está orientada de forma que sirva a los
operadores y a los Estados Miembros como prepara-
ción y aprendizaje de cara a la participación en un
mercado internacional basado en el Protocolo de
Kioto.
Se aplica a las emisiones generadas por las actividades
enumeradas en el Anexo I de la Directiva y a los seis
gases de efecto invernadero enumerados en el Anexo II.
Entre ellas se encuentran las instalaciones de combus-
tión con una potencia térmica superior a 20 MW, y las
refinerías. El gas de efecto invernadero considerado en
el Anexo I es el CO2 en ambos casos.
Es preciso distinguir entre los términos «derecho de
emisión» y «permiso de emisión de gases de efecto
invernadero».
Se entiende por derecho de emisión, el derecho a emitir
una tonelada equivalente de CO2 durante un período
determinado, válido únicamente a efectos del cumpli-
miento de esta Directiva, y transferible.
Por otra parte, para realizar una actividad del Anexo I de
la Directiva, el operador está obligado a disponer de un
permiso de emisión de gases de efecto invernadero. La
autoridad competente expedirá dicho permiso, si consi-
dera que el operador es capaz de garantizar el segui-
miento y la notificación de las emisiones de la instala-
ción.
El permiso lleva implícita la obligación por parte del
operador de presentar derechos de emisión equivalentes
a las emisiones totales anuales de la instalación verifi-
cada, y establece los requisitos de seguimiento y notifi-
cación de las emisiones.
La Directiva preveía que cada Estado Miembro debía
elaborar un Plan Nacional de Asignación:
— Para el período de tres años que comienza el
01/01/2005.
— Para el período de cinco años que comienza el
01/01/2008 y para cada período de cinco años sub-
siguiente.
Que ha de determinar la cantidad total de derechos de
emisión que prevé asignar durante el período corres-
pondiente y el procedimiento de asignación. Dicho
Plan se debe basar en criterios objetivos y transparen-
tes, incluidos los enumerados en el Anexo III de la
Directiva.
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De acuerdo con la Directiva, para el período de 3 años que
comienza el 01/01/2005, los Estados Miembros deben
asignar gratuitamente al menos el 95% de los derechos de
emisión. Para el período de cinco años que comenzará el
01/01/2008, los Estados Miembros han de asignar gratui-
tamente al menos el 90% de los derechos de emisión.
Los derechos de emisión podrán transferirse entre:
— Personas en la Comunidad.
— Personas en la Comunidad y personas en terceros paí-
ses donde tales derechos sean reconocidos de acuerdo
con el procedimiento especificado en la Directiva.
Se entiende por persona cualquier persona física o jurídica.
Cada año, el operador de cada instalación ha de entregar un
número de derechos de emisión equivalente a las emisiones
totales de dicha instalación durante el año anterior verifica-
das. Dichos derechos se cancelarán a continuación.
Los Estados Miembros pueden decidir aplicar el «ban-
king» o acumulación de derechos de emisión excedenta-
rios entre el primer y segundo período. El «banking»
entre el período 2008-2012 y períodos subsiguientes es
de aplicación obligatoria.
Se establecen sanciones por exceso de emisiones res-
pecto a los derechos de emisión presentados.
Los Estados Miembros deben establecer un registro para lle-
var una cuenta exacta de la expedición, la titularidad, la
transferencia y la cancelación de derechos de emisión.
Corresponde a la Comisión designar un Administrador
Central que llevará un registro independiente de transaccio-
nes, para comprobar que no se producen irregularidades.
Se modificará el artículo 9.3 de la Directiva 96/61/CE
(IPPC) añadiendo que los permisos expedidos de acuer-
do con dicha Directiva, no incluirán un valor límite de
emisión para las emisiones directas de los gases de efec-
to invernadero especificados en relación con las activi-
300
Med
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€ 32
€ 28
€ 24
€ 20
€ 16
€ 12
€ 8
€ 4
€ 0
Máx. 31,58€
19/04/2006
Mín. 6,55€
29/12/2006
Dic-
04
Feb-
05
Abr-
05
Jun-
05
Ago-
05
Oct-
05
Dic-
05
Feb-
06
Abr-
06
Jun-
06
Ago-
06
Oct-
06
Dic-
06
Feb-
07
Contrato Diciembre 2007 Contrato Diciembre 2008
Gráfico 3.2.1. Evolución precio del derecho de emisión en mercado comunitario
Fuente: Point Carbon.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 300
dades del Anexo I de la Directiva de comercio de dere-
chos de emisión.
Asimismo, los Estados Miembros podrán decidir no
establecer requisitos de eficiencia energética respecto a
las unidades de combustión o de otro tipo que emitan
CO2 afectadas por la Directiva.
La Directiva establece ciertos elementos de flexibilidad en
relación con el ámbito de aplicación, relativos a la exclu-
sión temporal de determinadas instalaciones y a la inclu-
sión unilateral de actividades, instalaciones y gases por los
Estados Miembros, sujetas a la aprobación de la
Comisión. Asimismo, se permite la formación de agrupa-
ciones («pools») de instalaciones.
En respuesta al artículo 30 de la Directiva, que incluye
una cláusula de revisión de la misma, en noviembre de
2006 la Comisión remitió un informe al Parlamento
Europeo y al Consejo considerando el funcionamiento del
régimen comunitario de comercio de derechos de emisión
de gases de efecto invernadero (COM (2006)676 final).
En este informe la Comisión analiza el funcionamiento del
mercado hasta la fecha, señalando las áreas en que se consi-
dera necesario introducir modificaciones para el período de
comercio que comenzará el 1 de enero de 2013. Las áreas
prioritarias en que se centrará la revisión son las siguientes:
• Ámbito del régimen comunitario de comercio.
— Inclusión de actividades adicionales.
• Mayor armonización y capacidad de predicción.
— Subasta de derechos de emisión.
— Tratamiento de los nuevos entrantes y de los
cierres de instalaciones.
— Armonización de metodologías de asignación.
• Robustez en el cumplimiento y la aplicación.
• Participación de terceros países.
A continuación se muestra la evolución del precio del
derecho de emisión en el mercado. En 2006 el máximo
fue de 31,58 /ton y el mínimo de 6,55 /ton.
C) Directiva 2004/101/CE del Parlamento
Europeo y del Consejo que modifica la
Directiva 2003/87/CE por la que se
establece un régimen para el comercio de
derechos de emisión de gases de efecto
invernadero en la Comunidad, con
respecto a los mecanismos de proyectos
del Protocolo de Kioto
Junto con el comercio de derechos de emisión, el Protocolo
de Kioto establece dos mecanismos basados en proyectos, el
mecanismo de aplicación conjunta (AC) y el mecanismo
para un desarrollo limpio (MDL), con los siguientes objeti-
vos: contribuir a la transferencia de tecnología y favorecer el
desarrollo sostenible en los países de acogida de los proyec-
tos, permitiendo asimismo una reducción de los costes aso-
ciados a la reducción de emisiones.
La Directiva establece que se podrán utilizar créditos de
proyectos de MDL y AC en el mercado comunitario de
comercio de derechos de emisión a partir de 2005 y 2008,
respectivamente. Los Estados Miembros pueden permitir
la utilización de estos créditos hasta un porcentaje deter-
minado de la cantidad de derechos de emisión asignados a
cada instalación, que será especificado por cada Estado
Miembro en su Plan Nacional de Asignación. De acuerdo
con la Directiva, la utilización de créditos de MDL y AC
en el mercado comunitario de derechos de emisión se lle-
vará a la práctica mediante la expedición e inmediata pre-
301
Med
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05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 301
sentación de un derecho de emisión a cambio de un crédi-
to por proyectos MDL o AC.
En dicho mercado se podrán utilizar todos los créditos
de proyectos MDL y AC que sean expedidos de acuerdo
con las reglas del Protocolo de Kioto excepto los crédi-
tos de proyectos nucleares, durante los períodos 2005-
2007 y 2008-2012, y los créditos asociados a actividades
denominadas «LULUCF» (land-use, land-use change
and forestry) esto es, uso de la tierra, cambio en el uso
de la tierra y selvicultura. En la revisión de la Directiva
de comercio de derechos de emisión, se volverá a estu-
diar la posibilidad de utilización de créditos de dichas
actividades LULUCF en el mercado a partir de 2008. En
el caso de proyectos de producción de energía hidroe-
léctrica con una capacidad de generación mayor de 20
MW, los Estados Miembros deberán asegurar, al aprobar
dichos proyectos, que, de cara al desarrollo de los mis-
mos, se respetarán los criterios y orientaciones interna-
cionales establecidos al respecto.
3.2.2. El cambio climático en España
En el ámbito nacional, las emisiones de CO2 en
España aumentaron en 2004 un 45,6% respecto las
emisiones de 1990, mientras que de acuerdo con el
Protocolo de Kioto se establece una limitación de cre-
cimiento de las emisiones del +15%. A continuación
se muestra la evolución de las emisiones de CO2 en
España entre 1990 y 2004 por sectores (excepto las de
las actividades LULUCF de uso de la tierra, cambio en
el uso de la tierra y reforestación), destacando la
importancia de las emisiones del sector de la energía y
del transporte. Las emisiones del sector energético
(incluyendo el transporte) prácticamente se mantuvie-
ron constantes entre 1990 y 2004 y representaron el
90,65% del total de las emisiones de CO2 en España
en 2004. Dentro de estas, las emisiones del transporte,
que en 1990 representaban el 24,73% del total, ascen-
dieron ligeramente suponiendo en 2004 prácticamente
el 28% del total.
302
Med
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ente
Año 2004Año 1990
Ind. energéticas33,85%
Procesosindustriales
8,46%Disolventes0,45%
Otros (energía)11,83%
Ind. Manufact.y construcción20,24%
Transporte24,73%
Residuos0,44%
Ind. energéticas32,48%
Procesosindustriales
7,26%Disolventes0,35%
Otros (energía)11,45%
Ind. Manufact.y construcción20,45%
Transporte27,98%
Residuos0,03%
Gráfico 3.2.2. Evolución de las emisiones de CO2 (excepto LULUCF) en España entre 1990 y 2004
por sectores
Fuente: EEA.
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En 2004 comenzó en España el proceso de trasposición
de toda la normativa europea citada en el apartado 7.2.1,
continuándose dicho proceso en 2005 y 2006, habiéndo-
se dictado las siguientes disposiciones en este último año:
— Resolución de 8 de febrero de 2006 del Instituto de
Contabilidad y Auditoría de Cuentas, por la que se
aprueban normas para el registro, valoración e
información de los derechos de emisión de gases
de efecto invernadero.
— Real Decreto 202/2006, de 17 de febrero, por el
que se regula la composición y funcionamiento de
las mesas de diálogo social, previstas en el artículo
14 de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se
regula el régimen de comercio de derechos de emi-
sión de gases de efecto invernadero.
— Orden MAM 1445/2006, de 9 de mayo, sobre tari-
fas del Registro Nacional de Derechos de Emisión.
— Corrección de errores de la Orden MAM
1445/2006, de 9 de mayo, sobre tarifas del Registro
Nacional de Derechos de Emisión.
— Real Decreto 777/2006, de 23 de junio, por el que
se modifica el Real Decreto 1866/2004, de 6 de
septiembre, por el que se aprueba el Plan nacional
de asignación de derechos de emisión, 2005-2007.
— Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, por
el que se aprueba el Plan Nacional de Asignación
de derechos de emisión de gases de efecto inverna-
dero, 2008-2012 (apartado C).
Por otra parte, en relación con las actividades de ARIAE y
como consecuencia de la Reunión para el Análisis de las
oportunidades y barreras de los proyectos de mecanismo de
desarrollo limpio energéticos en Iberoamérica, celebrada en
La Antigua (Guatemala) el 23 de noviembre de 2006 y pro-
movida por ARIAE, se propuso desarrollar una iniciativa
conjunta entre ARIAE y la RIOCC (Red Iberoamericana de
Oficinas de Cambio Climático). Esta iniciativa consistiría,
en primer lugar, en seleccionar varios países dispuestos a
analizar las barreras regulatorias que impiden una mayor
presencia de energías renovables, con el objetivo de diseñar
un programa de reducción de emisiones a partir de su remo-
ción y adopción de medidas que favorezcan una mayor pre-
sencia. Estos proyectos están orientados a promover la efi-
ciencia energética y las energías renovables en la región y
servirían como primera referencia e impulso al desarrollo de
este tipo de MDL programáticos.
La mencionada iniciativa será presentada en la próxima
reunión de la RIOCC y, por compromiso de los
Ministros, deberá orientarse a la definición de iniciati-
vas piloto de MDL programático. El establecimiento de
este programa piloto tendrá, entre otras ventajas para el
sector energético:
1. La posibilidad de analizar los beneficios concretos
para los países anfitriones.
2. La posibilidad de aprovechar los instrumentos
financieros transversales del Gobierno de España y
las iniciativas internacionales existentes, en especial
el Clean Energy Investment Framework.
3. Asimismo redundará en la mejora del análisis de las
cuestiones técnicas y metodológicas para construir
líneas base replicables, fiables y accesibles al públi-
co y la implicación de todos los actores clave en
todas las fases de desarrollo del programa, en espe-
cial el sector privado.
Los países seleccionados para participar en esta expe-
riencia piloto de promoción de programas MDL fueron
Argentina, Brasil, Colombia, Méjico y Uruguay.
303
Med
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Las actividades de MDL programático permiten alcanzar
un elevado volumen de créditos de reducción de emisio-
nes de CO2, una mayor participación del sector público,
una reducción de los costes de transacción e implicar a los
sectores difusos en la reducción de emisiones.
Como continuación de esta iniciativa, con fecha 28 de
febrero de 2007 se celebró en el Ministerio de Medio
Ambiente el Taller sobre MDL programático, organizado
por la Oficina Española de Cambio Climático y la
Comisión Nacional de Energía de España en la que los
representantes de autoridades nacionales designadas y
reguladores energéticos de dichos países latinoamerica-
nos presentaron diversos programas de MDL susceptibles
de ser elegidos para el programa piloto, acordándose que
se seleccionaría un programa por país. A lo largo de 2007
está previsto continuar trabajando en este proyecto.
A) La Oficina Española del Cambio Climático
El Real Decreto 177/1988, de 16 de febrero, creó el
Consejo Nacional del Clima.
La Oficina Española de Cambio Climático se creó
mediante el Real Decreto 376/2001, de 6 de abril. Con
posterioridad, el Real Decreto 1000/2003, de 25 de julio,
atribuye nivel orgánico de Subdirección General a la
OECC y establece su dependencia directa de la
Secretaría General de Medio Ambiente del Ministerio.
De acuerdo con el Real Decreto 1477/2004, de 18 de
junio, la Oficina Española de Cambio Climático pasó a
depender de la Secretaría General para la Prevención de
la Contaminación y del Cambio Climático.
El Real Decreto 1334/2006, de 21 de noviembre, por el
que se modifica el Real Decreto 1477/2004, otorga a la
Oficina Española de cambio Climático el nivel orgánico
de Dirección General, pasando a denominarse Dirección
General de la Oficina Española de Cambio Climático,
bajo la supervisión del Secretario General para la
Prevención de la Contaminación y del Cambio Climático.
Las funciones de la mencionada Dirección General de la
Oficina Española del Cambio Climático incluyen, entre
otras, la formulación de la política nacional de cambio cli-
mático, así como la propuesta de normativa y desarrollo de
los instrumentos de planificación y administrativos que per-
mitan cumplir con los objetivos establecidos por la misma.
Además, se le otorgan funciones técnicas y de gestión
del secretariado de los órganos colegiados en materia de
cambio climático, así como el asesoramiento, colabora-
ción y coordinación tanto con los distintos órganos de la
Administración General del Estado como con las comu-
nidades autónomas en los asuntos relacionados con el
cambio climático.
La mencionada Dirección General ejercerá asimismo
actividades de análisis, promoción, información y divul-
gación en materia de cambio climático, así como el
desarrollo de relaciones institucionales, tanto en el
ámbito nacional como europeo, para colaborar en ini-
ciativas tendentes a la lucha frente al cambio climático,
participando además en representación del Ministerio de
Medio Ambiente en los organismos internacionales y
realizando el seguimiento de los convenios internacio-
nales en las materias de su competencia.
Por último, la Dirección General de la oficina Española
de Cambio Climático ejercerá funciones atribuidas al
Ministerio de Medio Ambiente, entro otras las relacio-
nadas con la emisión de gases de efecto invernadero y el
comercio de los derechos asociados a los mismos.
Desde un punto de vista organizativo la Dirección
General de la Oficina Española de Cambio Climático
está integrada por dos Subdirecciones Generales:
304
Med
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Subdirección General de Estrategias de Adaptación y
Mitigación y Subdirección General de Comercio de
Emisiones y Mecanismos de Flexibilidad.
B) La Autoridad Nacional Designada (AND)
De acuerdo con la reglas 15/CP 7,16/CP 7 y 17/CP 7 del
Protocolo de Kioto, adoptadas en 1997 en Marrakech, la
participación de España en los proyectos de Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL) y de Aplicación Conjunta
(AC), requiere el establecimiento de una Autoridad
Nacional Designada (AND). Esta es la encargada de
confirmar la voluntariedad de la participación de
España en este tipo de proyectos.
El 25 de febrero de 2005 se constituyó dicha autoridad.
Entre otras funciones la AND tiene que aprobar la parti-
cipación de España y de las empresas españolas en pro-
yectos susceptibles de generar créditos de reducción de
emisiones en terceros países.
A finales de 2006 la AND española había aprobado 44
proyectos.
La AND esta compuesta por un vocal de la Oficina
Económica del Presidente del Gobierno, dos vocales de
los Ministerios de Asuntos Exteriores y Cooperación,
Economía y Hacienda, Industria, Turismo y Comercio
y Medio Ambiente. La Presidencia corresponde al
Secretario General para la Prevención de la Contamina-
ción y del Cambio Climático y la Secretaría a la Oficina
Española del Cambio Climático.
C) El Plan Nacional de Asignación 2008-2012.
Balance del año 2005 del Plan Nacional
de Asignación 2005-2007
El 26 de noviembre de 2006 se publicó en el B.O.E. el
Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, por
el que se aprueba el Plan Nacional de Asignación de
derechos de emisión de gases de efecto invernadero,
2008-2012.
Se establece como objetivo que las emisiones de gases de
efecto invernadero en promedio anual en 2008-2012 no
superen en más de un 37% las del año base. Se prevé que
un 2% de las emisiones se reducirá mediante sumideros y
un 20% de la disminución de las emisiones se alcanzará
mediante mecanismos de flexibilidad. Con ello en princi-
pio se alcanzaría el objetivo de Kioto para España (+15%).
Se mantiene constante el peso de los sectores afectados
por Ley 1/2005 respecto al total, entorno a un 45%.
La asignación total anual propuesta por España es
de 152,673 Mton/año. De la asignación total pro-
puesta por España, la asignación sectorial asciende a
144,85 Mton/año1, correspondiendo al sector eléctrico
54,053 Mton/año2 y al sector refino 16,133 Mton/año. La
reserva para nuevos entrantes se eleva a 7,825 Mton/año3.
305
Med
io a
mbi
ente
1 La Decisión de la Comisión de 26 de febrero de 2007 sobre el Plan Nacional de Asignación estableció que el límite anualpropuesto se había de reducir en 0,42 millones de toneladas equivalentes de CO2. Además es preciso que el Gobierno Españolproporcione una lista de todas las instalaciones, precisando el número de derechos que se piensa asignar a cada una de ellas. Elborrador de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, por el que se aprueba el plannacional de asignación de derechos de emisión, 2008-2012 cumple con lo establecido en la Decisión de la Comisión reduciendo lacifra total de derechos asinados a 152,250 millones.2 El borrador de Real Decreto por el que se modifica el Plan Nacional de Asignación reduce esta cantidad a 53,630 Mton/año.3 La Decisión de la Comisión de 26 de febrero de 2007 sobre el Plan Nacional de Asignación determinó que se deben clarificar yampliar las normas para nuevos entrantes propuestas por España. El borrador de Real Decreto por el que se modifica el PlanNacional de Asignación no entra en esta cuestión dejándola para más adelante.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 305
Se establecen medidas adicionales para sectores no
incluidos en la Directiva. Respecto a las emisiones de
1990, un 28% deben reducirse mediante medidas adi-
cionales y un 22% mediante mecanismos flexibles y
sumideros. Se considera que es necesario avanzar signi-
ficativamente en reducción de emisiones del sector
transporte y residencial.
Los titulares de instalaciones pueden usar créditos de
mecanismos basados en proyectos hasta un porcentaje
máximo de la asignación a las instalaciones. El plan pre-
sentado por España propone un 70% para instalaciones
de producción de energía eléctrica y un 20% para el
resto de los sectores4.
Se permite la agrupación instalaciones, desapareciendo
la prohibición para el caso del sector eléctrico recogida
en el anterior plan 2005-2007.
No se prevee la utilización de la subasta salvo en el
caso de una eventual venta derechos remanentes de la
reserva.
306
Med
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mbi
ente
4 De acuerdo con la Decisión de la Comisión de 26 de febrero de 2007 sobre el Plan Nacional de Asignación, la utilización demecanismos flexibles por parte de las instalaciones se debía limitar al 20% aproximadamente de la asignación aprobada. Elborrador de Real Decreto que modifica el plan nacional de Asignación incorpora este requerimiento estableciendo que lasinstalaciones del sector eléctrico podrán utilizar créditos de mecanismos flexibles para el cumplimiento de sus obligaciones deentrega de derechos hasta un porcentaje del 42% sobre su asignación individualizada anual. En el caso del resto de los sectores esteporcentaje será del 7,9%.
Generación: carbón
Generación: C. combinado
Generación: Extrapeninsular
Generación: Fuel
Azulejos y baldosas
Cal
Cemento
Fritas
Pasta y papel
Refino de petróleo
Siderurgia
Tejas y ladrillos
Vidrio
Otra cobustión
Total general
-13.454.221
3.329.484
-477.772
-4.386.010
106.766
393.089
451.091
105.821
561.236
-214.168
443.572
701.983
259.354
1.830.219
-10.349.556
Gráfico 3.2.3. Balance 2005 Plan Nacional de Asignación 2005-2007. Asignación-Emisiones.
Fuente: Ministerio de Medio Ambiente.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 306
A continuación se muestra el balance asignación-emi-
siones del Plan Nacional de Asignación 2005-2007 en
2005.
Dicho balance en 2005 fue bastante equilibrado, con
una razón entre la asignación y las emisiones de apro-
ximadamente el 94%. Cabe indicar que se apreciaron
diferencias importantes en el comportamiento de los
diversos sectores. El sector eléctrico tuvo el déficit
más importante, ascendiendo a 15 millones de tonela-
das aproximadamente. Dentro de este sector, el mayor
déficit corresponde a las centrales de carbón (donde la
razón entre asignación y emisiones fue del 80%) y
fuel. Sin embargo, las centrales de ciclo combinado
tuvieron un ligero superávit. Por otra parte, en el sec-
tor de refino las emisiones superaron en una pequeña
proporción a las asignaciones, existiendo una dificul-
tad cada vez mayor de continuar disminuyendo las
emisiones en las instalaciones existentes sin condicio-
nar la producción.
D) Plan Nacional de Adaptación al Cambio
Climático
El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático es
un marco de referencia para la coordinación entre las
Administraciones Públicas en las actividades de evalua-
ción de impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio
climático en España.
Este Plan fue aprobado en julio de 2006 por la
Comisión de Coordinación de Políticas de Cambio
Climático y el Consejo Nacional del Clima y se
informó al Consejo de Ministros del mismo el 6 de
octubre de 2006.
Se ha elaborado el primer Programa de Trabajo, para
el cual se han seleccionado como prioritarias las
siguientes actividades, que se ha previsto realizar
entre 2006 y 2007: generación de escenarios climáti-
cos regionales, evaluación del impacto del cambio cli-
mático en los recursos hídricos, en la biodiversidad y
en las zonas costeras.
3.3. Grandes Instalaciones de Combustión
3.3.1. Directiva 2001/80/CE del Parlamento
Europeo y del Consejo de 23 de
Octubre de 2001 sobre limitación de
emisiones a la atmósfera de
determinados agentes contaminantes
procedentes de grandes instalaciones
de combustión
Esta Directiva aplica a las instalaciones de combustión
cuya potencia térmica nominal sea igual o superior a
50 MW.
El Artículo 4 de la Directiva establece que las denomi-
nadas «instalaciones existentes» (autorizadas antes del 1
de Julio de 1987) deben cumplir con los valores límite
de emisión de dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y
partículas recogidos en la Parte A de los Anexos III a VII
de la Directiva desde el 1 de enero de 2008. En el caso
de los óxidos de nitrógeno, desde el 1 de enero de 2016
aplica una segunda etapa. Los Estados Miembros tam-
bién pueden optar porque las «instalaciones de combus-
tión existentes» se sometan a un plan nacional de reduc-
ción de emisiones que deberá reducir las emisiones
anuales totales de estos contaminantes a los niveles que
se hubieran alcanzado aplicando los valores límite men-
cionados anteriormente. Los planes son una herramien-
ta flexible que los Estados Miembros pueden utilizar, de
forma que a partir de 2008, el conjunto de instalaciones
existentes de un Estado Miembro incluidas en el plan
debe cumplir los objetivos de reducción de emisiones
globales especificados en el plan. En este caso, no es
necesario que cada instalación cumpla de forma indivi-
307
Med
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mbi
ente
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 307
dual con los valores límite de emisión establecidos en la
Directiva.
El plan debe incluir objetivos de reducción de emisio-
nes, medidas al efecto, un calendario y un mecanismo de
control de las emisiones.
La Comisión Europea considera que, de cara a la puesta
en práctica de la Directiva para las «instalaciones de
combustión existentes», también es posible adoptar un
enfoque combinado, esto es, una combinación del plan
nacional de reducción de emisiones y de la aplicación de
valores límite de emisión. El plan nacional o el «enfoque
combinado» que se adopten siempre deben aplicar a los
tres contaminantes cubiertos por la Directiva (dióxido
de azufre, óxidos de nitrógeno y partículas) para todas
las instalaciones incluidas en dicho plan/«enfoque com-
binado».
Si un Estado Miembro decide optar por un «enfoque
combinado», la Comisión Europea ha dispuesto que el
Estado Miembro debe remitirle dos listas de instalacio-
nes: las sujetas a valores límite de emisión y las inclui-
das en el plan. Además, con objeto de asegurar que se
cumplen los valores límite de emisión, la Comisión ha
de recibir cada año a partir de 2008 (o del año en que los
valores límite de emisión comiencen a aplicar) el inven-
tario de emisiones de las instalaciones sujetas al cumpli-
miento de dichos valores límite. De cara a confirmar el
cumplimiento de los objetivos de reducción de emisio-
nes del plan, la Comisión recomienda especialmente al
Estado Miembro el establecimiento de un sistema anual
nacional de «reporting».
La interpretación de la Comisión Europea de «instala-
ción de combustión existente» es de especial impor-
tancia ya que afecta tanto al ámbito de instalaciones
incluidas en el plan, «enfoque combinado» o sujetas a
valores límite de emisión como a los valores de emi-
sión que les aplican, ya sea directamente o de manera
indirecta a través de los cálculos que se realizan en el
plan. Dicha interpretación es la siguiente: Las instala-
ciones existentes que descargan de hecho sus gases
residuales a través de una chimenea común deben ser
consideradas como una instalación única a los efectos
de la Directiva.
Si un Estado Miembro decide aplicar un plan nacional
de reducción de emisiones para las «instalaciones exis-
tentes», dicho plan debería haber sido comunicado a la
Comisión Europea a más tardar el 27 de noviembre de
2003, aunque este plazo fue respetado en muchos casos.
En el caso de los nuevos Estados Miembros, la fecha
relevante era el 1 de mayo de 2004.
Los Estados Miembros tienen la potestad de retirar un
plan ya remitido y presentar otro diferente a la
Comisión Europea u optar por la opción de cumplir
con los valores límite de emisión o «enfoque combi-
nado».
La Comisión invitó a los Estados Miembros a presen-
tar a más tardar el 28 de Febrero de 2006 la versión
final definitiva de su plan o «enfoque combinado», en
el caso de que optaran por dichas opciones. Se han
evaluado los planes/»enfoques combinados» de
Finlandia, España, Irlanda, Grecia, Reino Unido, la
República Checa, Portugal y Francia. Eslovenia y
Holanda presentaron respectivamente un «enfoque
combinado» y un plan que tras ser evaluados por la
Comisión fueron retirados por estos Estados
Miembros, los cuales optaron por la opción de valores
límite de emisión.
Desde el 1 de septiembre de 2004 al 1 de septiembre de
2006 la Dirección de Petróleo de la CNE ha mantenido
destacada una persona en comisión de servicio en la
Comisión Europea (DG Medio Ambiente) en calidad de
308
Med
io a
mbi
ente
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 308
experto nacional. Ésta ha ejercido como oficial respon-
sable de la Directiva 2001/80/CE de Grandes
Instalaciones de Combustión. Entre las actividades rea-
lizadas en este período destacan las siguientes:
— Evaluación de los ocho planes nacionales de reduc-
ción de emisiones de dióxido de azufre, óxidos de
nitrógeno y partículas antes mencionados.
— Gestión del estudio «Preparación de la revisión
de la Directiva de Grandes Instalaciones de
Combustión», disponible en http://ec.europa.eu/
environment/air/stationary.htm#1
Se concluyó que actualmente no conviene introducir
controles de emisiones adicionales para instalaciones
de combustión por encima de 50 MW más allá de los
establecidos por las Directivas de Grandes Instala-
ciones de Combustión e IPPC. Sin embargo la inte-
racción entre las Directivas de Grandes Instalaciones
de Combustión e IPPC está siendo estudiada actual-
mente como parte de la revisión de la Directiva IPPC
y legislación relacionada.
3.3.2. Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo,
por el que se establecen nuevas normas
de emisiones a la atmósfera de
determinados agentes contaminantes
procedentes de grandes instalaciones de
combustión y se fijan ciertas
condiciones para el control de las
emisiones a la atmósfera de las
refinerías de petróleo
Este Real Decreto traspone al ordenamiento jurídico
nacional la Directiva 2001/80/CE, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2001,
sobre limitación de emisiones a la atmósfera de deter-
minados agentes contaminantes procedentes de gran-
des instalaciones de combustión estableciendo los
límites de emisiones de SO2, NOx y partículas para las
nuevas instalaciones más exigentes que los recogidos
en el Real Decreto 646/1991, que queda derogado. En
cuanto a las instalaciones existentes, se dispone el
establecimiento de un plan nacional de reducción de
emisiones. Este plan fue presentado a la Comisión
Europea con fecha de 13 de febrero de 2006 y evalua-
do por la misma con fecha de 17 de mayo del mismo
año (ver apartado A).
Cabe destacar que el Real Decreto 430/2004 aplica a las
turbinas de gas, regulando sus emisiones de NOx y esta-
blece límites de emisiones específicos para las instala-
ciones que usan como combustible la biomasa.
Por otra parte, establece un enfoque global sobre las
emisiones de SO2 de las refinerías. Así, modifica las
disposiciones del Real Decreto 833/1975 sobre deter-
minadas instalaciones de combustión y regula las emi-
siones de SO2 de otras instalaciones que no son de
combustión, como la regeneración de catalizadores de
unidades de craqueo catalítico en lecho fluido y las
unidades de recuperación de azufre (modificando para
estas últimas lo establecido en el Real Decreto
1800/1995).
3.4. Eficiencia energética
3.4.1. Plan de Acción para la eficiencia
energética: realizar el potencial
(COM (2006) 545)
El 19 de octubre de 2006 la Comisión Europea adoptó el
Plan de Acción para la Eficiencia Energética con objeto
de reducir el consumo de energía primaria en la Unión
Europea un 20% en 2020 evitando así la emisión de 780
millones de toneladas de CO2 anuales. Entre las princi-
pales medidas que incluye se encuentran:
309
Med
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mbi
ente
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 309
— Incrementar la utilización de vehículos eficientes
para el transporte y el uso del transporte público y
aseguran que los consumidores cargan con los cos-
tes reales del transporte.
— Desarrollar estándares más estrictos para equipos,
mejorando el etiquetado energético.
— Mejorar la gestión energética de los edificios exis-
tentes y lograr bajos consumos energéticos en el
caso los edificios nuevos.
— Realizar una utilización coherente de la tasación para
lograr una utilización más eficiente de la energía.
— Mejorar la eficiencia de la generación de electrici-
dad y calor, el transporte y la distribución.
— Alcanzar un acuerdo internacional en materia de
eficiencia involucrando a la OCDE y países en
desarrollo tales como China, India y Brasil.
3.5. Biocarburantes
En general se entiende por biocarburantes los combusti-
bles líquidos o gaseosos para transporte obtenidos a par-
tir de la masa o fracción biodegradable de los productos,
desechos y residuos procedentes de la agricultura, de la
silvicultura y de las industrias conexas o de los residuos
industriales y municipales.
Sin embargo, en España, la definición de biocarburantes
recogida en el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, por
el que se fijan las especificaciones de gasolinas, gasóle-
os, fuelóleos y gases licuados del petróleo y se regula el
uso de determinados biocarburantes, se circunscribe úni-
camente al biodiésel tipo FAME de origen vegetal o ani-
mal (cuyas especificaciones están recogidas en la norma
UNE- EN 14214) y al bioetanol de origen vegetal.
3.5.1. Fomento de los biocarburantes
Con objeto de fomentar el uso de los biocarburantes, en
España se han venido adoptando una serie de medidas
fiscales entre las que destaca la aplicación de un tipo
impositivo cero en concepto de impuesto especial de
hidrocarburos. Esta medida, confirmada por la Ley
22/2005, de 18 de noviembre, por la que se incorporan
al ordenamiento jurídico español diversas directivas
comunitarias en materia de fiscalidad de productos ener-
géticos, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2012
siempre y cuando la evolución comparativa de los costes
de producción de los productos petrolíferos y de los bio-
carburantes no aconseje la sustitución del tipo cero por
un tipo de gravamen de importe positivo.
Por su parte, la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de
reformas para el impulso de la productividad, encarga al
Gobierno la elaboración de un plan de medidas urgentes
para cumplir con el objetivo indicativo previsto para el
año 2010 en la Directiva 2003/30/CE, relativa al uso de
biocarburantes, consistente en el 5,75% en base energé-
310
Med
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mbi
ente
OBJETIVOS ENERGÉTICOS2005-2010 (tep)
Recursos
Cereales y biomasa 550.000
Alcohol vínico 200.000
Aceites vegetales puros 1.021.800
Aceites vegetales usados 200.000
Aplicaciones
Bioetanol 750.000
Biodiesel 1.221.800
TOTALES
Energía primaria (tep) 1.971.800
Fuente: Plan de Energías Renovables en España, 2005-
2010.
Cuadro 3.5.1. Objetivos energéticos PER 2005-2010
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 310
tica sobre el total de carburantes de automoción comer-
cializados en esa fecha en el mercado español.
En este mismo sentido, el Real Decreto 61/2006, de 31
de enero antes citado fija igualmente el valor de refe-
rencia para el objetivo indicativo nacional de comercia-
lización de un porcentaje mínimo de biocarburantes en
el mencionado 5,75%.
También el Plan de Energías Renovables en España
(PER) 2005-2010 asume el cumplimiento de este objeti-
vo indicativo lo que, según sus cálculos, elevaría el obje-
tivo energético en esta área en el horizonte de 2010 hasta
alcanzar los 2,2 millones de toneladas equivalentes de
petróleo (tep). Esta cifra representa el 5,83% del consu-
mo de gasolina y gasóleo previsto para el sector del
transporte en 2010, ligeramente por encima del objetivo
indicativo señalado en la Directiva 2003/30/CE. A tal
efecto, propone los siguientes objetivos para cada tipo
de recurso y biocarburante en términos de energía pri-
maria para el período 2005-2010.
Finalmente, el Real Decreto 774/2006, de 23 de junio, por
el que se modifica el Reglamento de los Impuestos
Especiales, aprobado por el Real Decreto 1165/1995, de 7
de julio, introduce la posibilidad de realizar mezclas de
biocarburantes con carburantes convencionales en las esta-
ciones de servicio o en las instalaciones de consumo final.
La CNE ha contestado una consulta relacionada con dicha
posibilidad realizada por los operadores al por mayor.
3.5.2. Producción, logística y distribución de
biocarburantes
Actualmente existen en España cuatro plantas de bioeta-
nol en operación. Una de ellas está situada en Cartagena,
tiene una capacidad de producción de 118.000 tonela-
das/año y su producción de destinó en 2006 a la obten-
311
Med
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mbi
ente
Bilbao
La Coruña
Zamora
SalamancaTarragona
Cartagena
Puertollano
Algeciras
Huelva
Refinería Repsol YPF (ETBE)
Refinería Cepsa (ETBE)
Planta bioetanol en operación
Planta bioetanol en proyecto
Cantabria
Burgos Cataluña
Ciudad Real
Valencia
Gráfico 3.5.1. Instalaciones de producción de bioetanol y ETBE (refinerías) en España
Fuente: CNE.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 311
ción de ETBE en las refinerías españolas, a la mezcla
directa con gasolina y a la exportación. Por otra parte,
la capacidad de producción de la planta situada en La
Coruña asciende a 139.000 toneladas/año. En 2006
la producción de esta planta se destinó a la obtención de
ETBE en las refinerías españolas y a la exportación.
Además en dicho año se pusieron en marcha dos plantas
de producción de bioetanol destinadas completamente a
la mezcla directa con gasolina, situadas en Salamanca y
en Alcázar de san Juan (Ciudad Real), con una capaci-
dad de 158.000 y 26.000 toneladas/año, respectivamen-
te. Asimismo existen diez proyectos en desarrollo.
Por otro lado, en España se fabrica ETBE en seis refi-
nerías, con una capacidad total de producción de
584.000 toneladas/año (Tm/año).
En cuanto al biodiésel, en la actualidad existen catorce
plantas de producción en operación (STOCKS DEL
VALLÉS, BIONET EUROPA, BIONOR TRANS-
FORMACIÓN, BIODIESEL CASTILLA LA MAN-
CHA, ACCIONA- BIODIESEL CAPARROSO, GRUPO
ECOLÓGICO NATURAL, IDAE-UCM, BIOCARBU-
RANTES ALMADÉN, ASTURIAS BIONORTE, COM-
BUSTIBLES ECOLÓGICOS BIOTEL, BIODIESEL
ANDALUCÍA 2004, ASTHOR BIODIESEL, GENERAL
DE BIOCARBURANTES Y BERCAM), con una capaci-
dad de producción de 517.000 toneladas/año. Adicional-
mente, existen 82 proyectos en desarrollo.
De manera individual, los productores están realizando
inversiones para aumentar capacidad en el año 2006.
Los principales han sido los llevados a cabo por
STOCKS DEL VALLÉS, que ha ampliado su planta de
producción pasando de una capacidad de producción de
6.000 Tm/año a 31.000 Tm/año, BIONET, que ha cons-
truido y puesto en marcha un parque de almacenaje de
600 m3 para aceite y biodiésel y ha instalado contadores
312
Med
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ente
Plantas operativas
BionorteBionorTransformación
Gebiosa
Stocks del VallésBiodiesel Caparroso
Bionet Europa
Grupo Ecológico Natural
IDAE-UCMBiodieselCast-LaMancha
BiocombustiblesLa ManchaBiocarburantes
Almadén
Asthor Biodiesel
BERCAM
BiodieselAndalucía
Comb.EcológicosBiotel
Gráfico 3.5.2. Instalaciones de producción de biodiésel en España
Fuente: CNE.
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 312
de servicios en todas las plantas, BIONOR, que ha desa-
rrollado un proyecto de proceso de destilación de bio-
diésel con objeto de mejorar la purificación del produc-
to y ECOCARBURANTES ESPAÑOLES, que ha mejo-
rado la pesada y mezcla de cereal así como la Estación
Depuradora de Aguas Residuales Industriales.
En 2006 la producción acumulada de éster metílico de las
nueve plantas operativas a finales del año (ARYTEL
VILLARRUBIA, BIOCARBURANTES ALMADÉN,
BIODIESEL CAPARROSO, BIODIESEL CASTILLA-
LA MANCHA, BIONET EUROPA, BIONOR TRANS-
FORMACIÓN, GRUPO ECOLÓGICO NATURAL,
IDAE-UCM y STOCKS DEL VALLÉS) se situó en torno
a 116 miles de Tm, de las cuales fueron distribuidas en el
mercado interior aproximadamente 15 miles de Tm para
ventas directas, habiéndose dedicado el resto de la pro-
ducción a exportaciones y ventas a otros operadores.
En 2006 diversos operadores al por mayor de productos
petrolíferos distribuían éster metílico en distintos por-
centajes de mezcla con gasóleo de automoción (biodié-
sel): AGIP, ESERGUI, MEROIL, SARAS ENERGÍA,
CAMPA IBERIA, DYNEFF ESPAÑA, EPENERGY,
KUWAIT PETROLEUM, PETROMIRALLES, STAR
PETROLEUM, VIA OPERADOR PETROLIFERO,
CARBURANTES AXOIL, OIL INVEST, PETRO-
LIFERA CANARIA, CEPSA, BP y REPSOL. Las ven-
tas de estas compañías en ese ejercicio superaron las
526.000 Tm de biodiésel (78% a través del canal de esta-
ciones de servicio y 22 % mediante ventas directas), de
las cuales aproximadamente 404 miles de toneladas
corresponden a mezclas con un volumen inferior al 5%
de éster metílico y 121 miles de toneladas a mezclas
mayores del 5%.
En cuanto al comercio exterior, las compañías españolas
han totalizado en 2006 unas exportaciones de 57.915
Tm de éster metílico, lo que representa un 50% de la
producción total, mientras que sólo se han importado
5.602 Tm.
En relación a las instalaciones de suministro a vehículos,
el biodiésel se comercializaba en aproximadamente 863
puntos de venta titularidad tanto de los operadores al por
mayor como de terceros (superficies comerciales e inde-
pendientes).
Geográficamente, dichos puntos de venta se localizan en
su mayoría en Cataluña, con una concentración del 37%
de las Estaciones de Servicio con distribución de bio-
carburantes, seguida de Andalucía (18%) y la Comu-
nidad Valenciana (9%). Los operadores que suministran
a un mayor número de instalaciones de suministro a
vehículos son SARAS ENERGÍA, con un total de 250
EE.SS. y presencia en 11 Comunidades Autónomas,
VÍA OPERADOR PETROLÍFERO, con 240 EE.SS.
que se encuentra en 13 Comunidades Autónomas,
DYNEFF ESPAÑA, con 121 gasolineras, 72 de las cua-
les están en Cataluña, BIOCARBURANTES ALMA-
DÉN, que distribuye biocarburantes en 103 EE.SS.
situadas en siete CC.AA. y MEROIL PETROMIRA-
LLES que lo hace en 101 instalaciones, 100 de ellas
situadas en Cataluña.
313
Med
io a
mbi
ente
05 Inf. Energía 07 Medio A.qxd 18/10/07 12:10 Página 313
314
Med
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mbi
ente
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Información básica de los sectores de la energía 2 0 0 7
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