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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

ANÁLISIS DEL SECTOR ELÉCTRICO

ESPAÑOL Y PROPUESTAS

DE DESARROLLO FUTURO

Autor: Marta Carmen Regal Rodríguez

Director: Carlos Javier Alía Cifuentes

Madrid

Mayo 2012

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ANÁLISIS DEL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL Y

ESTRATEGIAS DE DESARROLLO FUTURO.

Autor: REGAL RODRÍGUEZ, Marta Carmen.

Director: ALÍA CIFUENTES, Carlos Javier.

Entidad Colaboradora: Instituto de la Ingeniería de España.

RESUMEN DEL PROYECTO

El sector eléctrico es de vital importancia para el desarrollo de económico de la

sociedad. Prueba de esta importancia es que en España la electricidad es la

segunda fuente de energía final más consumida, sólo superada por el petróleo y

sus derivados. Además este sector es uno de los principales sectores productivos

de la economía española.

Su precio es un factor decisivo en la competitividad de la economía, ya que de

los 73 sectores industriales que considera el INE (Instituto Nacional de

Estadística) a estos efectos, el sector eléctrico ocupa el puesto 25 en cuanto a su

efecto multiplicador de la economía, considerando únicamente el impacto sobre

bienes y servicios producidos en España.

En el sector interactúan cuatro actividades principales, de las cuales generación y

comercialización están liberalizadas, y transporte y distribución reguladas.

Desde este proyecto, se ha pretendido realizar un análisis de estas cuatro

actividades del sistema eléctrico actual, partiendo de los hechos históricos que

han marcado la evolución del sector hasta los problemas que actualmente están

acusando el desarrollo del mismo. Ligando las principales variables

socioeconómicas que confluyen en las cuatro actividades y que están marcando

3

la actualidad, cómo el impacto de las renovables, la inclusión del coche eléctrico,

el aumento del déficit tarifario y demás.

Posteriormente se ha procedido a evaluar estas actividades tanto desde un punto

de vista interno, mediante un análisis de debilidades, amenazas, fortalezas y

oportunidades (DAFO), como desde el exterior, analizando las fuerzas

competitivas a las que deben enfrentarse, a través de las “ Cinco fuerzas de

Porter”. Estas fuerzas estudian las amenazas de entrada de nuevos competidores

o productos sustitutos y la capacidad de negociación de proveedores y clientes.

Una vez analizados los cuatro pilares del sector, se ha procedido al diseño de un

modelo. Este modelo ofrece a través de la introducción de las expectativas de

inversión en distribución, transporte y la evolución que se espera de la demanda

y de la potencia instalada según el escenario planteado, ver cuál será el precio de

mercado y la composición del mix de generación de energía para que el margen

entre el coste total y los ingresos presente déficit, superávit ó 0, dentro del

horizonte del 2030.

Con todo esto se podrán realizar estudios prospectivos y de planificación del

sector, tanto en la parte regulada como en la no regulada, en esta última dando

señales indicativas de necesidad de generación.

Este tema ha sido abordado con anterioridad desde diversos puntos de vista, casi

todos desde el ámbito más técnico, atendiendo a la optimización como medio

para obtener soluciones viables a problemas concretos del ámbito eléctrico. Sin

embargo, desde este proyecto se pretende dar respuesta a muchas preguntas

planteadas a lo largo de estos últimos años, haciendo uso de los conocimientos de

diversos expertos del sector; los cuales han contestado a una serie de preguntas a

título personal y de la forma menos partidista posible, y gracias a los cuales se

han podido obtener unos resultados objetivos.

ABSTRACT

4

ANALYSIS OF THE SPANISH ELECTRICITY SECTOR AND

STRATEGIES FOR HIS FUTURE DEVELOPMENT.

Author: REGAL RODRÍGUEZ, Marta Carmen.

Director: ALÍA CIFUENTES, Carlos Javier.

Partner Company: Instituto de la Ingeniería de España.

ABSTRACT

The electricity sector is of vital importance for the economic development of

society. Evidence of this importance is that in Spain is the second source of final

energy consumed most, only overcome by petroleum and its derivatives.

This sector is one of the main productive sectors of the Spanish economy. Its

price is a critical factor in the competitiveness of the economy, since 73 of the

industrial sectors considered by the INE affecting the competitiveness; the

electricity sector is ranked 25 in terms of its economic multiplier effect,

considering only the impact on goods and services produced in Spain.In the

sector interact four main activities, generation and supply are liberalized and

transmission and distribution are regulated.

The aim of this project is to conduct an analysis of the four activities within the

current electrical system, based on historical events that have marked the

evolution of the sector including the problems that the development of system is

facing currently. Linking the main socio-economic variables that converge in the

four activities that are impacting today the system, as the influence of renewable

technologies, the inclusion of electric cars, the increase of deficit of tariff and

others. The above together with different macroeconomic scenarios and using the

right tools will foresee the evolution of the sector in the following 30 years.

ABSTRACT

5

Then we have proceeded to evaluate these activities both from a domestic

perspective, through an analysis of weaknesses, threats, strengths and

opportunities (SWOT), and from the outside, analyzing competitive forces to

which they face, through the "Porter's Five Forces." These forces study the

threats of new competitors or substitute products and bargaining power

of suppliers and customers.

After analyzing the four pillars of the industry, we proceeded to design a

model. This model offers through the introduction of the expectations

of investment in distribution, transport and the expected evolution of demand

and installed capacity according to the scenario presented, see what the market

price and the composition of the generation mix energy so that the

margin between the total cost and revenue this deficit, surplus or 0, within the

horizon of 2030.

With all of that, prospective studies could be completed and sector planning, in

both the regulated and unregulated in, in the latter showing signs indicative of

needs for generation.

This issue has been addressed previously from various points of view, almost all

from a technical point of view, based on the optimization as a mean to obtain the

most suitable solutions to specific problems in the electrical sector. However, the

goal of this report is to answer some of the questions posed throughout the last

years, using the knowledge of several industry experts, who have answered a

non-politicized questionnaire, and thanks to them we have been able to obtain

objective results.

ÍNDICE

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ÍNDICE

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ÍNDICE

1. RESEÑA HISTÓRICA. ....................................................................................................... 13

1.1. Introducción. ............................................................................................................... 13

1.2. Primeras décadas del siglo XX. ................................................................................... 13

1.3. Finales de los Años 30 y década de los 40. ................................................................. 14

1.4. Años 50. Liberalización de la economía. ................................................................... 14

1.5. Años 60 y años 70. ................................................................................................... 15

1.5.1. Desarrollo económico ......................................................................................... 15

1.5.2. La segunda crisis del petróleo y sus consecuencias: .......................................... 16

1.6. Años 80. Cambio de la política energética. ................................................................ 16

1.7. Años 90. Liberalización del sector ............................................................................. 18

1.8. Periodo 2000 - 2010 .................................................................................................... 19

2. ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL DEL SECTOR ........................................................ 21

2.1. La energía en España ................................................................................................... 21

2.2. Situación del sector eléctrico; consumo final de energía. ........................................... 24

2.3. Situación actual del mix de generación eléctrico ........................................................ 25

2.4. Situación actual de la producción de electricidad a partir de carbón ......................... 26

2.5. Situación actual de los ciclos combinados: ................................................................. 27

2.6. Situación actual de las energías renovables: ............................................................... 28

2.6.2. Generación Hidráulica ......................................................................................... 29

2.6.3. Generación Eólica ............................................................................................... 30

2.6.4. Biomasa ............................................................................................................... 31

2.6.5. Tecnología Solar Fotovoltaica............................................................................. 31

2.6.6. Generación Solar Térmica ................................................................................... 33

2.7. Estructura actual del mercado mayorista de electricidad ......................................... 33

2.7.1. Mercados a plazo ...................................................................................................... 34

2.7.2. Mercado diario .................................................................................................... 35

2.7.3. Mercados a corto plazo ....................................................................................... 35

ÍNDICE

8

2.7.4. Intercambios internacionales ............................................................................... 37

2.8. Situación actual de la red de transporte ....................................................................... 38

2.9. Situación actual de la actividad de distribución .......................................................... 39

2.10. Situación actual de la actividad de la comercialización .............................................. 39

2.11. Mercado minorista....................................................................................................... 40

2.12. Estructura final del coste de suministro ...................................................................... 41

2.13. Déficit de tarifa............................................................................................................ 42

3. ANÁLISIS DE LA COMPETITIVIDAD DEL SECTOR................................................... 45

ANALISIS DAFO ................................................................................................................... 46

ANÁLISIS DE LAS CINCO FUERZAS COMPETITIVAS DE PORTER .......................... 46

3.1. GENERACIÓN ........................................................................................................... 47

3.1.1. Análisis DAFO .................................................................................................... 47

3.1.2. Análisis 5 fuerzas de Porter de la actividad de generación ................................. 52

3.2. Operación del sistema y red de transporte .................................................................. 71

3.2.1. Análisis DAFO: ................................................................................................... 72

3.2.2. Análisis 5 fuerzas de Porter ................................................................................. 75

3.3. Distribución: ................................................................................................................ 77

3.3.1. Análisis DAFO: ................................................................................................... 78

3.3.2. Análisis 5 fuerzas de Porter ................................................................................. 80

3.4. Comercialización y mercado minorista: ..................................................................... 83

3.4.1. Análisis DAFO .................................................................................................... 83

Análisis 5 fuerzas de Porter: ................................................................................................ 85

3.5. RIVALIDAD SECTORIAL ........................................................................................ 91

4. MODELO ............................................................................................................................ 93

4.1. Determinación de los ingresos. ................................................................................... 94

4.1.1. Tasa de crecimiento de la demanda. .................................................................... 94

4.1.2. Consumo total de energía. ................................................................................... 94

4.1.3. Demanda de energía en barras de central. ........................................................... 95

4.1.4. Punta anual de demanda ...................................................................................... 95

ÍNDICE

9

4.1.5. Precio final que paga el cliente........................................................................... 95

4.2. Determinación de los costes del sistema. .................................................................... 95

4.2.1. Coste de la energía generada. .............................................................................. 96

4.2.2. Coste de los peajes de acceso. ............................................................................. 97

5. PLANTEAMIENTO Y ANÁLISIS DE ESCENARIOS ................................................... 105

5.1. Escenario de evolución tecnológica .......................................................................... 105

5.1. Evolución de la demanda ...................................................................................... 105

5.2. Potencia instalada. ................................................................................................. 107

5.3. Expectativas de inversión en la red de transporte ................................................ 111

5.4. Expectativas de inversión en la red de distribución .............................................. 114

5.5. Evolución del precio de la energía en el mercado mayorista ................................ 115

5.6. Incremento del precio del kwh del cliente final .................................................... 115

6. RESULTADOS.................................................................................................................. 117

6.1. Energía generada y mix de tecnologías de generación ............................................. 117

6.2. Costes totales del sistema .......................................................................................... 120

6.2.1. Coste de los peajes de acceso. ........................................................................... 121

6.2.2. Coste de la generación vs Coste de los peajes ................................................... 122

6.3. Ingresos vs costes del sistema .................................................................................. 122

6.4. Escenario défict y superávit 0. .................................................................................. 123

6.4.1. Precio medio de la energía y del cliente final.................................................... 123

7. CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y PROPUESTAS DE DESARROLLO

FUTURO. .................................................................................................................................. 125

ANEXOS................................................................................................................................... 127

1- Esquema general del sector ........................................................................................... 127

2- Tabla de costes de transporte ........................................................................................ 127

3- Tabla de costes de distribución ..................................................................................... 127

8. Bibliografía ........................................................................................................................ 131

Documentos: .......................................................................................................................... 131

Otras fuentes: ......................................................................................................................... 132

ÍNDICE

10

ÍNDICE DE FIGURAS:

Figura 1- Evolución del parque de generación en España de 1944 a 1973 ............................... 15

Figura 2- Evolución del mix de generación años 40-80 ............................................................. 17

Figura 3- Estructura de la capacidad instalada por empresas de 1988 a 1997 ......................... 18

Figura 4- Parque de generación años 90 ................................................................................... 19

Figura 5- Parque de generación en 2004 ................................................................................... 20

Figura 6- Índice de consumo eléctrico de las actividades industriales ...................................... 21

Figura 7- Evolución del grado de dependencia energética de España ...................................... 22

Figura 8- Diagrama de Sankey ................................................................................................... 23

Figura 9- Consumo de energía final en España 2010 ............................................................... 24

Figura 10- Evolución de la demanda 2006-2011 ....................................................................... 24

Figura 11- Evolución de la capacidad del mix energético ......................................................... 25

Figura 12- Potencia instalada 2011 ........................................................................................... 25

Figura 13- Porcentaje de variación de producción con respecto al año 2010 ........................... 26

Figura 14- Porcentaje de producción de electricidad con carbón. ............................................ 27

Figura 15- Evolución de la potencia instalada ........................................................................... 28

Figura 16- Relación de costes de tecnologías renovables. ......................................................... 29

Figura 17-Potencia instalada por comunidades autónomas ..................................................... 30

Figura 18- Evolución de la potencia instalada para biomasa (ud. Ktep) ................................... 31

Figura 19- Potencia solar fotovoltaica instalada en el mundo ................................................... 32

Figura 20- Estructura de los mercados. ..................................................................................... 34

Figura 21- Mapa de las interconexiones. ................................................................................... 37

Figura 22- Flujos de energía ...................................................................................................... 38

Figura 23- Evolución del déficit de tarifa 2000-2012 ................................................................ 42

Figura 24-Evolución del déficit de tarifa. ................................................................................... 43

Figura 25-Evolución de los costes de acceso ............................................................................. 44

Figura 26-Consumo final de energía en España ........................................................................ 45

Figura 27- Principales actividades del sector. ........................................................................... 46

Figura 28-Matriz DAFO ............................................................................................................. 46

Figura 29- Interacción de las 5 fuerzas de Porter ...................................................................... 47

Figura 30- DAFO GENERACIÓN .............................................................................................. 51

Figura 31- Mix energético 2009 ................................................................................................. 52

Figura 32- Relación producción, importación de crudo. ........................................................... 53

ÍNDICE

11

Figura 33- Orígenes de las importaciones de crudo .................................................................. 53

Figura 34- Evolución del mix energético 1997-2010 ................................................................. 54

Figura 35-Consumo de gas natural España 2011 ...................................................................... 55

Figura 36- Evolución del aprovisionamiento del gas a España. ................................................ 55

Figura 37- Cuota de mercado de las empresas a fecha de 2010 ............................................... 56

Figura 38- Principales fabricantes de combustible nuclear ....................................................... 57

Figura 39- Países productores de Uranio .................................................................................. 58

Figura 40- Producción de carbón. .............................................................................................. 58

Figura 41- Producción de carbón nacional frente al importado ................................................ 59

Figura 42- Cuotas de Mercado de los principales agentes en el mercado total de generación

eléctrica ....................................................................................................................................... 62

Figura 43- Fuente Informe UNESA ............................................................................................ 62

Figura 44- Distribución de la demanda en los diferentes mercados .......................................... 63

Figura 45- Contratación Bilateral Física en España ................................................................. 64

Figura 46- Componentes del precio final del Mercado de Generación 2010 ............................ 65

Figura 47- Precio medio diario euro/MWh ................................................................................ 66

Figura 48- Curvas agregadas de oferta y demanda. .................................................................. 67

Figura 49- Energía Diaria por tecnologías ................................................................................ 67

Figura 50- Evolución del sobrecoste de los servicios de ajuste para la demanda. .................... 68

Figura 51- Instalaciones de bombeo previstas por REE ........................................................... 70

Figura 52- DAFO Transporte ..................................................................................................... 74

Figura 53- Liquidaciones CNE ................................................................................................... 76

Figura 54- DAFO Distribución................................................................................................... 79

Figura 55- Retribución a las empresas distribuidoras. .............................................................. 82

Figura 56- DAFO Comercialización .......................................................................................... 84

Figura 57- Número de consumidores según nivel de tensión ..................................................... 86

Figura 58- Energía consumida según niveles de tensión ............................................................ 87

Figura 59- Facturación media final según tarifas de acceso ..................................................... 87

Figura 60- Energía consumida total según tarifas de acceso ..................................................... 88

Figura 61- Proporción de consumidores tarifa 3.0 según sector de consumo .......................... 88

Figura 62- Cuotas de mercado de las diferentes comercializadoras .......................................... 89

Figura 63- Proporción de consumidores tarifa AT4 alta según sector de consumo ................. 89

Figura 64- Cuota de mercado en AT. ......................................................................................... 90

Figura 65- Esquema del modelo ................................................................................................. 93

Figura 66- Escenario propuesto. ............................................................................................ 105

Figura 67- Evolución de la demanda 2011-2030 ..................................................................... 106

ÍNDICE

12

Figura 68- Evolución de la demanda en barras de central ..................................................... 106

Figura 69- Necesidades de potencia instalada en 2030 en caso de cierre de centrales nucleares

y de carbón al final de su vida útil. ........................................................................................... 108

Figura 70- Potencia instalada por tecnologías en 2030 en el caso 1 ...................................... 109

Figura 71- Evolución de la potencia instalada de 2011 a 2030 .............................................. 110

Figura 72- Evolución de la generación de energía [GWh] ...................................................... 117

Figura 73- Cobertura por tecnologías de la energía generada 2030 ....................................... 119

Figura 74- Porcentaje de los costes del sistema 2030 .............................................................. 121

Figura 75- Evolución del coste total del sistema ...................................................................... 122

Figura 76- Ingresos vs Costes del sistema ................................................................................ 122

Figura 77- Evolución del margen del sistema eléctrico español. ............................................. 123

Figura 78- Evolución del precio medio de la energía y del cliente final con margen 0. .......... 123

ÍNDICE DE TABLAS:

Tabla 1- Variables referentes a la demanda 2011 ...................................................................... 95

Tabla 2- Generación de energia[GWh] 2011 ............................................................................. 96

Tabla 3- Capacidad total del sistema [MW] 2011 ...................................................................... 97

Tabla 4- Componentes principales de los costes de acceso ....................................................... 98

Tabla 5- Coste total de la actividad de transporte 2011 ............................................................. 98

Tabla 6- Coste del transporte actual Red Eléctrica de España 2011 ......................................... 98

Tabla 7- Coste de las nuevas instalaciones 2011 ...................................................................... 100

Tabla 8- Coste total asociado a la actividad de distribución 2011 .......................................... 102

Tabla 9- Costes permanentes del sistema eléctrico .................................................................. 103

Tabla 10- Anualidades del déficit de años anteriores ............................................................... 103

Tabla 11- Potencia instalada 2011-2020 .................................................................................. 107

Tabla 12- Potencia instalada 2020-2030 .................................................................................. 111

Tabla 13- Evolución de la inversión en transporte ................................................................... 114

Tabla 14- Datos de entrada modelo distribución ..................................................................... 115

Tabla 15- Límites de generación eólica y solar. ....................................................................... 117

Tabla 16- Energía generada 2011-2030 ................................................................................... 118

Tabla 17- Escandallo de costes del sistema eléctrico español.................................................. 120

Capítulo 1- Reseña Histórica

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1. RESEÑA HISTÓRICA.

1.1. Introducción.

El sector eléctrico actual no podría comprenderse sin conocer, aún someramente, sus orígenes y

su peculiar trayectoria vital. Por ello vamos a resumir aquí los principales hitos históricos que

han marcado la evolución del sector desde la primera década del siglo XX, en la que el

desarrollo de las actividades industriales y de las infraestructuras urbanas propiciaron el primer

ascenso importante de la demanda eléctrica.

1.2. Primeras décadas del siglo XX.

A principios del siglo XX, se publicó la primera estadística oficial, según la cual existían en

España 859 centrales eléctricas, con una potencia instalada de 75.000 kW. De esta, el 39% era

de origen hidráulico y el 61% era de origen térmico producido por carbón, en su mayoría

procedente del Reino Unido, debido a la inferior calidad energética del carbón nacional. Con el

estallido de la Primera Guerra Mundial estas importaciones se vieron reducidas lo que favoreció

la construcción de centrales de fuel, provocando así el primer cambio de estructura del mix de

generación español.

Por su parte, el consumo eléctrico derivaba fundamentalmente de la iluminación urbana, que

suponiendo el 60% del consumo, y el restante 40 % correspondía a su uso como fuerza motriz

industrial.

Durante estos años y gracias a la creación de numerosas sociedades anónimas dedicadas a la

generación y distribución de electricidad, el desarrollo de las centrales hidráulicas fue en

aumento. Esto se produjo a pesar de la magnitud de la inversión. Entre estas sociedades

promotoras pueden señalarse, por su importancia posterior, Hidroeléctrica Española, Saltos del

Duero, Saltos del Sil e Hidroeléctrica del Cantábrico. A partir de estas empresas, entrados los

años veinte se crea la Asociación de Productores y Distribuidores de Electricidad.

Por esta época también se realiza la primera propuesta de Red Eléctrica Nacional, realizada por

el físico y jesuita José Agustín Pérez del Pulgar, fundador del Instituto Católico de Artes e

Industrias popularmente conocido como ICAI. Dentro de este documento se proponía la

creación de una Sociedad Anónima con un capital social de 200 millones de pesetas, intervenida

por el Estado. La red de transporte, por aquel entonces tenía una longitud de 6.500 km.


14

A finales de los años veinte la potencia instalada era ya de 1.154 MW, siendo el 81% de la

producción de origen hidroeléctrico. En los años siguientes, y hasta 1936, a pesar del aumento

moderado del consumo eléctrico, teniendo en cuenta el grado de electrificación, existía un cierto

exceso de capacidad de producción.

1.3. Finales de los Años 30 y década de los 40.

Durante la guerra civil y la postguerra se produjo un estancamiento de la capacidad de

producción originado por la destrucción de muchas infraestructuras. Será la década de los

cuarenta un momento crítico para el sistema por las grandes dificultades provocadas fruto de la

diferencia entre el elevado ritmo de crecimiento de la demanda y el lento proceso de

construcción de nuevas centrales de generación.

En el año 1943, el parque de generación contaba con 1.818 MW disponibles, de los cuales el

77% eran hidráulicos y el 23% restante grupos térmicos. Esto unido a años de importantes

sequías y a la elevada proporción del parque hidráulico en la generación, convirtieron en déficit

el exceso de capacidad de la etapa anterior.

Pese a esto la creación de una serie de empresas eléctricas de carácter público (Empresa

Nacional de Electricidad (Endesa) en 1944, la Empresa Nacional Hidroeléctrica del

Ribagorzana, ENHER, en 1949) que se sumaron al esfuerzo que hasta entonces había sido

realizado en exclusiva por empresas privadas, impulsó el desarrollo eléctrico.

La necesidad de llevar a cabo una explotación más coordinada de las redes de transporte y de la

producción mediante la construcción de una Red Peninsular incentivó la creación de la empresa

Unidad Eléctrica S.A. (UNESA), integrada por las principales compañías del sector en esta

década.

A finales de este periodo, la escasez de instalaciones de generación y de interconexiones entre

las diferentes regiones serán las causas principales que restringirán el desarrollo del sector en el

periodo siguiente.

1.4. Años 50. Liberalización de la economía.

El primer contrato internacional entre Iberduero y la empresa eléctrica nacional francesa,

Elelectricité de France (EDF) se firma en 1950, con el objetivo de favorecer el intercambio de

energía entre ambos países. En ese mismo año, Endesa inaugura su primera planta de

producción térmica, la central de Compostilla I en Ponferrada, alimentada con carbón de origen

nacional, y entra en servicio la primera línea a 220 kV (Villalcampo-Burgos-Bilbao).


15

Unos años más tarde, en 1953 la aplicación de las denominadas Tarifas Tope Unificadas será

el incentivo necesario para retomar el desarrollo y construcción de nuevas centrales, que

posibilitarán una rápida disminución del déficit de capacidad existente hasta entonces.

En 1956, entró en servicio la central de Escombreras. Esta central era la primera en usar

fuelóleo como único combustible, lo que propició que el porcentaje del parque generador

correspondiente a la energía térmica aumentara hasta el 31%, crecimiento que continuaría en

las décadas sucesivas.

A finales de la década el Plan de Estabilización Económica del año 1959 propulsará el cambio

de la política económica hacia un marco más liberal, cuyos efectos se dejarán ver en la

evolución del sector eléctrico.

1.5. Años 60 y años 70.

1.5.1. Desarrollo económico

En estos años, y ligada al crecimiento de la economía, la demanda eléctrica continúo

aumentando a un ritmo elevado. La potencia instalada pasó de 6.567 MW a finales del 1960 a

17.924 a finales de 1970. Esto fue propiciado principalmente por la puesta en servicio de los

primeros grupos nucleares y al incremento de la producción con fuel-oil.

Durante estos años, se realizó una programación quinquenal del desarrollo de infraestructuras y

el precio de la energía estaba marcado por la central de carbón más cara (Escatrón).En 1964 se

desarrolló el primer Plan Eléctrico Nacional (PEN) cuyo objetivo era el de adecuar las elevadas

inversiones necesarias en el Sector con el gran crecimiento de la demanda. Años más tarde, en

1968 se incorporó la primera central nuclear: la Central José Cabrera (160 MW), en Zorita de

Figura 1- Evolución del parque de generación en España de 1944 a 1973

Fuente -UNESA


16

los Canes (Guadalajara), a la que le siguieron las de VandellósI (500 MW) y Santa María de

Garoña (466 MW).

1.5.2. La segunda crisis del petróleo y sus consecuencias:

Al inicio de esta década y con el objetivo de impulsar el uso racional de la electricidad y la

mejor explotación de generación, la red de transporte de Alta Tensión alcanzará los 30.000 km.

de longitud, propiciando además que se intensifiquen las acciones encaminadas a la

electrificación rural, consiguiendo prácticamente la universalización del servicio eléctrico en

España.

En 1972 la capacidad del parque generador será de 21.871 MW, de los cuales el 51% serán

hidráulicos, el 43% térmico y como novedad un 6% de la producción será nuclear.

La fuerte escalada que protagonizaron los precios del petróleo, el desfase entre la planificación

y la puesta en marcha de las centrales de fuel-oil, y la dependencia excesiva de este

combustible, fueron los factores detonantes de la segunda crisis del sector eléctrico en España.

A posteriori, y como resultado de esta situación se implantarán los Planes Eléctricos

Nacionales, el primero en 1975 y el segundo en 1979 pero no será hasta la década de los 80

cuando se vean los efectos. A pesar de esto, a finales de esta década, la producción anual

sobrepasará los 100.000 GWh, de los cuales un 45% serán hidráulicos, 49% térmicos y el resto

6% nucleares.

1.6. Años 80. Cambio de la política energética.

La sustitución progresiva del petróleo por fuentes energéticas alternativas junto con la

aplicación de una política tarifaria que trasladaba las fluctuaciones de precios de sustitución al

consumidor y el interés cada vez mayor por el uso más racional de la energía, fueron los

principios básicos de la política energética aplicada en España, durante estos años.

En 1980, se promulgó la Ley de Conservación de la Energía aún hoy vigente, cuyas bases son

las de reducir la dependencia del petróleo, promover el ahorro de energía y las fuentes

de energía renovables. En consecuencia, entraron en servicio 3.000 MW en centrales de carbón

que formaban parte del Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón y simultáneamente,

cinco grupos nucleares con una potencia agregada de más de 4.500 MW. Además, con el

objetivo de flexibilizar la generación en base a los grupos térmicos, se construyeron alrededor

de 3.000 MW de centrales de bombeo puro o mixto.


17

Figura 2- Evolución del mix de generación años 40-80

Fuente-Elaboración propia

En 1983 se pone en marcha el primer Protocolo Eléctrico en el que se acuerda

fundamentalmente, revisar el PEN-79, nacionalizar la Red de Transporte y crear un marco

tarifario más estable. Para ello surge como medida de apoyo el Segundo Plan Energético

Nacional (PEN-83) desde el cual se insta a una revisión a la baja del consumo eléctrico, al

establecimiento de una moratoria nuclear, por la que se paraliza la construcción de cinco grupos

nucleares (Lemóniz I y II, Valdecaballeros I y II y Trillo II) y a la expansión de la red de gas

natural.

Como consecuencia de esto, a finales de 1984 se crea la empresa Red Eléctrica de España SA,

con el fin de unificar la gestión y explotación de la red troncal de transporte de electricidad de

400 y 220 kV, y realizar la explotación unificada del sistema eléctrico peninsular.

Por tanto, la situación era la siguiente:

Por un lado existía sobrecapacidad ociosa debido a la construcción “masiva” de centrales

alternativas al fuel, que dieron lugar a un elevado endeudamiento.

Por otro las empresas tuvieron que acometer inversiones muy elevadas en un marco de crisis

económica (elevada inflación, altos tipos de interés y bajo crecimiento de la demanda) y debido

a lo reducido del mercado nacional, las empresas buscaron financiación extranjera. Como

solución a esta situación en el año 1987, se establece el denominado “Marco Legal y Estable”,

en el que se determina un nuevo sistema de tarifas basado en la estandarización de los costes de

producción, recuperándose las inversiones a lo largo de la vida útil y de las instalaciones. Este

sistema permanecerá vigente hasta la liberalización del sector en 1998.

Los objetivos fundamentales que perseguía el “Marco Legal y Estable” eran proporcionar un

marco de referencia al sistema de ingresos de las empresas que suministraban energía eléctrica

y a la determinación de la tarifa eléctrica en condiciones de mínimo coste, fomentar la eficiencia


18

en el sector eléctrico mediante una serie de incentivos a las empresas, garantizar la recuperación

de las inversiones a lo largo de la vida útil de las instalaciones, así como intentar conseguir la

mayor estabilidad posible en la tarifa.

La consecución de los objetivos anteriores obligó al desarrollo de una normativa que cubría

aspectos como el cálculo de la tarifa eléctrica, el establecimiento de costes estándar ó los

sistemas de compensaciones.

1.7. Años 90. Liberalización del sector

Durante la vigencia del Marco Legal Estable fue innecesario realizar nuevas instalaciones de

generación debido a la sobrecapacidad instalada en la década anterior. Esto, unido a la

estabilidad que proporcionó la entrada de España en la Unión Europea, favoreció la

recuperación y reestructuración de las empresas del sector eléctrico.

Como puede verse en la figura siguiente se produce una concentración de empresas del sector

dando lugar a la actual ENDESA a partir de la fusión del grupo ENDESA con Cia Sevillana de

Electricidad, Fecsa, H. Cataluña y Eléctricas Reunidas de Zaragoza. Mientras que por otro lado

se crea Iberdrola resultado de la fusión de Hidroeléctrica Española e Iberduero.

Figura 3- Estructura de la capacidad instalada por empresas de 1988 a 1997

Fuente- Fuente REE

En 1994 se aprueba aunque no llega a desarrollarse la Ley Sistema Eléctrico Nacional

(LOSEN) como primer intento de liberalización. Esta ley consideraba la existencia de dos

sistemas: uno integrado en el modelo tradicional y otro independiente liberalizado. En cuanto a

las energías renovables, se define el concepto de régimen especial tal y como lo conocemos hoy,

generación de electricidad a través de cogeneración, fuentes renovables y residuos, en

instalaciones de potencia no superior a 50 MW.

Es en 1996, con la aprobación de la primera Directiva sobre Normas Comunes para el Mercado

Interior de electricidad, cuando se promueve desde la Unión Europea la liberalización y la


19

introducción de la competencia en el sector eléctrico. Esto tendrá su reflejo en España, en la Ley

del Sector eléctrico (LSE) de 1997. Dentro de este nuevo marco, las actividades de transporte y

distribución se consideran reguladas, mientras que la generación y comercialización pasan a

estar bajo un régimen de competencia. La única planificación obligatoria que permanece será la

del transporte y la distribución, debido a que son las únicas actividades reguladas en las que se

establece el libre acceso de terceros. Asimismo nace la figura del operador del mercado y del

operador del sistema; el primero, dedicado a la gestión económica del mercado y el segundo a la

gestión técnica de la red. Como actuación estratégica de gran importancia comienzan los

intercambios de electricidad con Marruecos.

Durante estos años la creciente preocupación por los gases de efecto invernadero facilita la

firma del protocolo de Kyoto, por el cual los países industrializados se comprometen a reducir

sus emisiones en un 5,2%. Esto junto a las directivas medioambientales de la unión europea

introducirán la necesidad de cambios a medio, largo plazo en los sistemas de generación. La

tecnología de generación eólica empieza a tener una participación importante, derivando en que

de los 49.292 MW instalados en 1996 el 36% son hidráulicos y eólicos, térmicos un 50% y

14% nucleares, además como proyecto piloto entrará en servicio la central de ELCOGÁS (320

MW), aún así debido al crecimiento económico que atraviesa España comienza a percibirse

déficit de capacidad generadora.

Figura 4- Parque de generación años 90

Fuente- REE y elaboración propia

1.8. Periodo 2000 - 2010

Desde la segunda crisis del petróleo el mix de generación español ha mantenido una estructura

estable, pero el aumento de la demanda en más de un 30%, la saturación de la red de transporte

y un reducido margen de reserva en generación provocará que el déficit de capacidad heredado

de la etapa anterior siga aumentado. Para palear este efecto se incentivaron las inversiones en la

construcción de tecnologías de ciclo combinado basadas en la generación con gas natural y de

tecnologías renovables, como eólica, solar y biomasa.

36%

50%

14%

Hidráulica, eólica y solar Térmica Nuclear


20

En 2004 el parque de generación alcanza los 66.432 MW, como se puede observar en la figura

inferior el parque eólico ya es comparable en capacidad instalada al equipo nuclear.

Figura 5- Parque de generación en 2004

Fuente- Memoria Estadística UNESA 2003 y elaboración propia.

El modelo regulatorio se caracterizaba por la libre instalación de nuevas centrales, la libre

elección de suministrador así como la liberalización de los intercambios internacionales.

Además la separación entre las actividades reguladas (transporte y distribución) y las

liberalizadas (generación y comercialización), no sólo provocó que las grandes empresas ya

establecidas y que abarcaban desde su inicio todo el proceso de suministro de energía eléctrica

separaran sus actividades, si no que se incentivó la creación de nuevas empresas. De la

evolución de estas cuatro actividades y de las empresas participantes se hablará en el siguiente

capítulo.

28%

9%

9%

1%

41%

12%

Hidráulico Eólico

Cogeneración Biomasa y Residuos

Térmica convencional Nuclear

Capítulo 2- Análisis de la situación actual

21

2. ANÁLISIS DEL ESTADO ACTUAL DEL SECTOR

2.1. La energía en España

La crisis económica iniciada en 2008 ha afectado de forma importante al sector eléctrico. La

economía española está soportando ajustes muy severos, que han supuesto una disminución del

consumo eléctrico con respecto a años anteriores, como se muestra en la figura 6 para el caso de

los sectores industriales.

Figura 6- Índice de consumo eléctrico de las actividades industriales

Fuente- REE

Históricamente, uno de los elementos que han limitado el desarrollo económico de España ha

sido la escasez de recursos energéticos lo que ha provocado una elevada dependencia energética

del exterior.1 En la figura 7 se puede observar la evolución del grado de dependencia energética

de España.

Actualmente el grado de dependencia se encuentra en torno al 70%, tras sufrir un ligero

descenso desde 2007, provocado por la mayor introducción de energías renovables en el mix de

generación. España, presenta una de las tasas más altas de incorporación de potencia renovable

en Europa, lo que ha contribuido a una reducción del 44% de las emisiones de CO2 del sector

eléctrico entre 2005 y 2011.

1 A tenor de esto hay que destacar que en las estadísticas oficiales la producción de energía nuclear se

considera autóctona aunque el uranio enriquecido para las centrales nucleares se importe desde el

exterior.


22

Figura 7- Evolución del grado de dependencia energética de España

Fuente -Elaboración OSE a partir del MITYC “Libro de la energía 2010”

En la página siguiente puede observarse el diagrama de Sankey (Figura 8). En este diagrama se

representan los flujos de energía en España en 2010 y su variación con respecto al 2009. Se

puede ver la cantidad y el origen de la energía que entra en el sistema y los procesos de

transformación hasta llegar a los consumos finales, mostrando además para uno de ellos el uso

de los diferentes combustibles y las pérdidas en las diferentes transformaciones. En él se

observan las características principales del proceso energético en España:

El principal consumidor de energía eléctrica es el sector industrial. La aportación de

electricidad al sector transporte (trenes eléctricos, metro, coches eléctricos) es muy

reducida ya que este sector se abastece fundamentalmente de derivados del petróleo.

Las principales aportaciones que cada tipo de energía hace al mix de generación, en

proporción son, el gas natural, las renovables, la nuclear el carbón y los derivados del

petróleo.

Las pérdidas provienen principalmente del gas natural, la energía nuclear, el carbón y

los derivados del petróleo. Llama la atención la elevada proporción de energía que se

pierde, derivada de la baja eficiencia energética española.

Existe una clara prioridad de las energías renovables frente a otros tipos de fuente en la

generación de electricidad.


23

Figura 8- Diagrama de Sankey


24

2.2. Situación del sector eléctrico; consumo final de energía.

La electricidad es la segunda energía final más consumida después del petróleo. Como puede

apreciarse en la siguiente figura con respecto al consumo total, la electricidad representa un

21,5% del total de la energía consumida.

Figura 9- Consumo de energía final en España 2010

Fuente- Libro de la energía 2010

El factor principal que determina la evolución del sector energético en general y el eléctrico en

particular es la demanda. La tendencia que ha seguido la demanda eléctrica desde 2007 puede

observarse en la figura 10. Se destacan dos fuertes caídas, una en 2008-2009 y otra en 2011,

ambas producidas por el descenso de la actividad económica industrial. Según el informe 2011

de REE, la demanda de energía eléctrica anual de 2011, ha registrado un descenso del 2% con

respecto al año anterior, registrando una demanda de 255.179 GWh, valor similar al alcanzado

en el 2006. En lo referente al consumo se ha retrocedido a valores de hace cinco años.

Figura 10- Evolución de la demanda 2006-2011

Fuente- Elaboración propia- Fuente REE

245000

250000

255000

260000

265000

270000

2006 2007 2008 2009 2010 2011

GW

h Demanda [GWh]


25

2.3. Situación actual del mix de generación eléctrico

Como se ha comentado en el capítulo anterior, el compromiso adquirido en el protocolo de

Kioto de reducir las emisiones de CO2, y recientemente, la estrategia 20-20-20 de la UE ha

propiciado un cambio en el mix de generación pasando de estar basado en el carbón a un

desarrollo de energías renovables y ciclos combinados, como se aprecia en la figura 11.

Figura 11- Evolución de la capacidad del mix energético


Pese a la tendencia descendente de la demanda en el año 2011, La potencia total instalada ha

alcanzado el valor de 100.576 MW, un 1.9% superior al año anterior. De este aumento, el 93%

procede de instalaciones de energías renovables, 997 MW eólicas y 674 MW solares.

Figura 12- Potencia instalada 2011


0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Otra Térmica convencional

Nucelar

Hidráulica

Régimen especial

Ciclo combinado

25%

12%

8%19%

1%4%

21%

1%9%

Ciclo combinado

Carbón

Nuclear

Hidráulica y bombeo

Solar termoeléctrica

Solar fotovoltaica

Eólica

Térmica renovable

Cogeneración, térmica no renovable y fuel-gas


26

Sin embargo, y a pesar de que los ciclos combinados presentan el mayor porcentaje de potencia

instalada, un 25%, como se muestra en la figura 13, su producción respecto al 2010 ha caído un

22%.

La producción con energía hidráulica también ha decrecido un 28% frente al 2010, mientras que

la producción de las centrales de carbón se ha duplicado así como las tecnologías fotovoltaica y

termoeléctrica, que han incrementado su producción en un 26% y 193% respecto al pasado año.

Figura 13- Porcentaje de variación de producción con respecto al año 2010

Fuente – REE y elaboración propia

De la figura 13 se desprende que:

Ascenso de la producción de electricidad a partir de carbón.

Caída de la producción de los ciclos combinados.

Incremento de la energía solar fotovoltaica.

Ascenso pronunciado de la tecnología solar termoeléctrica.

2.4. Situación actual de la producción de electricidad a partir de carbón

El consumo total de carbón, destinado al sector eléctrico en 2010 en España representó el 71%

del total consumido. La potencia instalada de centrales de carbón representa un 12% del total,

siendo la cuarta tecnología con más potencia instalada, detrás de los ciclos combinados, la

hidráulica y la eólica.

La evolución de la producción de electricidad con carbón como puede observarse en la figura

siguiente ha seguido una tendencia descendente desde 2004. Actualmente la producción de

carbón se encuentra en torno al 10%.

-50%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

% d

e v

aria

ció

n


27

Figura 14- Porcentaje de producción de electricidad con carbón.

Desde los años 70 cuando el 75% carbón era en su totalidad de origen nacional hasta hoy la

evolución de la producción con carbón nacional ha ido disminuyendo a favor del carbón

importado que presenta mayor poder calorífico y es menos contaminante. , hasta solo

representar una tercera parte del consumo final.

En 2010, el Ministerio de Industria introdujo un concepto denominado “Restricción técnica por

garantía de suministro” que consiste en fijar un precio de venta de energía para las centrales que

operen con carbón nacional y compensar el déficit que se produzca en el pool en caso de que no

lleguen a ese mínimo, dándoles prioridad sobre las centrales de carbón importado.

El aumento de la generación con carbón por un lado, y la menor producción de otras fuentes de

energía (hidráulica2, eólica y nuclear) facilitando un aumento de las emisiones de CO2 del sector

eléctrico, que se han estimado para 2011 de 73millones de toneladas, un 25% más que en 2010.

2.5. Situación actual de los ciclos combinados:

La evolución que han seguido los ciclos combinados hasta hoy ha estado marcada por diversas

etapas. La primera de ellas llegó hasta el año 2002, cuando entraron en funcionamiento las seis

primeras centrales. Los factores propulsores de su desarrollo en esta fase fueron las menores

emisiones de gases de efecto invernadero, la flexibilidad que proporcionaban y su corto periodo

de instalación.

2 La reducción de la producción hidráulica es debida a que 2010 fue un año especialmente desfavorable

para la electricidad de origen hidráulico.

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Producción %


28

A partir del 2007 debido a la introducción masiva de generación renovable, este tipo de

centrales de generación se han visto desplazadas y han quedado relegados para servir de

respaldo ante la volatilidad de la energía eólica.

Actualmente la potencia instalada de ciclos combinados son 27123 MW como puede observarse

en la figura 15.

Figura 15- Evolución de la potencia instalada de ciclos combinados.

Fuente - REE

2.6. Situación actual de las energías renovables:

La evolución de la política energética española se ha visto influenciada por factores como el

precio del petróleo, la distribución geográfica de las reservas de energía, las regulaciones

medioambientales y la seguridad de suministro.

Entre los principales retos que se ha propuesto España en el ámbito del sector energético se

encuentran la mejora de la eficiencia, el descenso de la dependencia energética del exterior y la

reducción de los gases de efecto invernadero. Es por esto (según el PANER 2011-2020) que el

desarrollo de las energías renovables ha constituido una apuesta prioritaria para la política

energética española durante estos últimos años.

Los aspectos positivos de las energías renovables son, entre otros, la sostenibilidad de sus

fuentes, la reducción en las emisiones contaminantes y la posibilidad de avanzar hacia la

generación distribuida.

Asimismo las tecnologías renovables tienen costes de desarrollo más altos que las tecnologías

convencionales y que a su vez, son muy diferentes entre sí. Sin embargo los avances en gestión

del sistema, el uso de técnicas de almacenamiento como el bombeo ó el desarrollo de

27944394

8259

12224

15500

20955 2166723066

26844 27123

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


29

instalaciones renovables con capacidad de almacenamiento encaminan la resolución de estos

problemas en un futuro más o menos lejano.

En la figura 16 se observa como la tecnología solar fotovoltaica y la termosolar no resultan

muy competitivas por el nivel de inversión que precisan y por la dificultad, en condiciones de

mercado (sin prima), de asegurar rentabilidad económica. La tecnología eólica sin embargo se

muestra como la única que puede ser competitiva en relación con las tecnologías

convencionales. El coste medio de la biomasa dependerá de la disponibilidad del material y de

que se pueda establecer un sistema de recogida y transporte del mismo hasta el lugar de

quemado que resulte rentable.

Figura 16- Relación de costes de tecnologías renovables.

Fuente - REE

2.6.2. Generación Hidráulica

En 2011 la potencia hidráulica total instalada es de 9.262,47 MW, y la demanda anual en barras

de central es de 28.695,37 GWh. Esta tecnología se caracteriza por tener unos costes fijos

elevados derivados de su elevada inversión inicial y unos reducidos costes variables. Los costes

variables son casi nulos, a excepción de los bombeos. Estos últimos compran la electricidad

para bombear y además sufren una pérdida de rendimiento, ya que la energía que obtienen al

turbinar es inferior a la que usan para bombear.

Actualmente existen proyectos en curso que aumentarán en 1.425 MW la potencia instalada

actual. El potencial existente para el desarrollo de bombeos y ampliación de las centrales

establecidas se cuantifica en una cantidad similar a la instalada a día de hoy, si bien se tiene que

contar con la limitación medioambiental que supone la instalación de un nuevo emplazamiento

hidráulico.


30

2.6.3. Generación Eólica

A día de hoy la potencia instalada eólica es de 8.380 MW. Como se ha comentado

anteriormente, es la tecnología renovable más próxima a ser competitiva en el mercado. El

número de horas de útiles de la potencia instalada está en torno a las 2.100 horas/año. Algunas

fuentes indican que en un futuro, el bombeo y el vehículo eléctrico propiciarán un mejor y

mayor uso de la eólica.

España es un país con un gran potencial eólico, sobre todo en zonas del Norte de la península,

sur de Andalucía, Castilla León y Castilla la Mancha. Actualmente el futuro de esta tecnología

pasa por la repotenciación de los parques existentes y por la eólica offshore.

Figura 17-Potencia instalada por comunidades autónomas

Fuente -AEE

Es importante destacar que tanto la energía eólica de media potencia y la mini eólica son ya una

realidad, formando parte del segmento de generación distribuida.

La industria generada a la sombra de esta tecnología cuenta con un tejido empresarial extenso.

Según La Asociación Empresarial Eólica (AEE), España es un influyente país en cuanto a

generación de propiedad intelectual (patentes) relacionadas con la energía eólica. Sin embargo,

existe otra corriente que considera que la función principal de las empresas españolas en este


31

sector es la de la de diseño, instalación y montaje de los parques eólicos, con poco valor

añadido.

2.6.4. Biomasa

Esta tecnología cuenta un interés estratégico especial hoy en día, ya ofrece potencia firme,es

gestionable, autóctona y tiene un gran potencial de crecimiento.

Existen diversas barreras de integración, como la inexistencia de un mercado de logística de

suministro de biomasa ó un coste elevado del recurso, el cual llega a ser superior al coste del

carbón. El pequeño tamaño de este tipo de plantas dificulta el aprovechamiento de las

economías de escala que sí son aprovechadas por las grandes centrales de generación, pero el

coste del transporte del combustible imposibilita disponer de plantas mayores.

La evolución de la potencia eléctrica instalada de biomasa ha estado condicionada, al igual que

el resto de energías renovables por las primas establecidas por el Estado. Las horas de

utilización de la potencia instalada se encuentran en torno a unas 6.000 horas/año.

Figura 18- Evolución de la potencia instalada para biomasa (ud. Ktep)

Fuente - IDAE

Las fuentes de biomasa son muy heterogéneas, abarcando desde subproductos de industrias

agroforestales a cultivos herbáceos o leñosos, restos de origen agrícola y forestal. Según el

IDAE el total de biomasa potencial en España a día de hoy es de 15.072.320 t/año con un coste

medio de 35,5 €/t.

2.6.5. Tecnología Solar Fotovoltaica

España es uno de los países con más potencia fotovoltaica instalada del mundo, con una

potencia instalada de 3.523 MW. La evolución de su desarrollo ha seguido el siguiente esquema

cronológico:


32

En Marzo de 2004, el gobierno promulgó el primer Real Decreto 436/2004, que pretendía

promocionar la generación de energía por medios renovables y la inversión privada. El primer

objetivo que se marca para esta tecnología son 380 MW conectados a la red de distribución. La

prima que se establece para la retribución de esta tecnología es el 575% del precio medio del

“pool” durante 25 años. Esta prima inicial no resultó suficiente aliciente para los inversores, ya

que se tardan más de dos años en cubrir los primeros 380 MW.

En Agosto de 2005 se aprueba el PER 2005-2010. Este documento exige que para cumplir con

los objetivos marcados se precisan crecimientos del 30% entre 2007 y 2010. En Junio de 2007,

el gobierno promulga una nueva regulación, anulando el RD 435/2004, y desvincula el precio

que se paga por cada Kwh generado por la energía fotovoltaica y marca un precio fijo que se

revisará anualmente. Además se establece el plazo de un año para la terminación de las plantas

solares fotovoltaicas en construcción.

Dado que el tiempo de instalación de una planta solar fotovoltaica es inferior a un año, en 2008

en se instalan en España más de 2500 MW de potencia fotovoltaica, dando lugar a un

incremento del 300% sobre la potencia instalada en 2007. Si observamos la figura 19 en 2008,

el 50% de las plantas solares fotovoltaicas que se instalaron en el mundo se hicieron en España.

En septiembre de 2008, a través del RD 1578/2008 se establece una nueva regulación de las

instalaciones fotovoltaicas, caracterizado por la imposición de cupos trimestrales máximos de

100 MW y se rebajan las primas a la producción entre un 30 y 40% con un coeficiente

decreciente con el tiempo. Este sistema permaneció en vigor hasta el año 2011 en el que el RD

estableció una reducción de las primas a la energía generada para todas las instalaciones

fotovoltaicas.

Figura 19- Potencia solar fotovoltaica instalada en el mundo

Fuente: European Photovoltaic Industry Association Global Market Outlook


33

Actualmente existen en España alrededor de 50.000 instalaciones fotovoltaicas conectadas a la

red de distribución eléctrica. Con la entrada en vigor del decreto del 27 de Enero 2012, por el

que desaparecen de forma temporal las primas a las instalaciones que se construyan a partir de

este año, la situación de la energía solar fotovoltaica puede sufrir un vuelco, mientras no se

consiga alcanzar la rentabilidad económica en ausencia de primas.

2.6.6. Generación Solar Térmica

En la actualidad es una de las tecnologías que más está acusando la crisis debido a la

dependencia directa que tiene con la industria de la construcción.

Sus costes de fabricación son todavía altos y hacen que esta tecnología no sea rentable por si

misma. Las horas de utilización de la potencia instalada varían entre 2.000 y 3.500 horas/año en

función de la existencia o no en la instalación de sistemas de almacenamiento.

A finales del 2010 la potencia térmica instalada era de 243,6 MWh. De estos más del 80%

estaban relacionados directamente con el Código Técnico de la Edificación (CTE) Y UN 15%

promovido por ayudas de las Comunidades Autónomas. Según las cifras de la Asociación Solar

de la Industria Térmica (ASIT), esto supone menos de la mitad de la previsión que el Plan de

Energías Renovables fijaba para este año.

2.7. Estructura actual del mercado mayorista de electricidad

Desde el inicio del proceso de liberalización del sector eléctrico 1997, las reglas del mercado

mayorista han permanecido invariables en su estructura básica. La liberalización del mercado

eléctrico establece el derecho de libre instalación de generación eléctrica, abriendo la puerta a

todo inversor privado que quiera competir en la actividad de generación. Esta actividad dejó de

ser retribuida por tecnología para competir en precio en el mercado mayorista.

El mercado eléctrico español integra junto al mercado eléctrico portugués el MIBEL (Mercado

Ibérico de Electricidad). Dentro del mismo se integran los operadores de mercado español diario

(OMIE) y portugués (OMIP) para los mercados a plazo, y los operadores del sistema, REE en el

caso español y REN en Portugal.


34

El funcionamiento de este mercado se estructura a partir de una red de mercados sucesivos en

los que generación y demanda van “casando” las necesidades/disponibilidades de energía.

Figura 20- Estructura de los mercados.

Mercado Gestión Producto

Hasta D-1

Contratos bilaterales OTC, OMIP Contratos a plazo

físicos y financieros mercados a

plazo Subastas de contratos

a plazo

VPP:

Endesa/IBD

CESUR: CNE

VPP: Opciones sobre

MW CESUR:

Contratos financieros

Día D-1

Mercado del día

anterior OMEL Energía horaria

mercado

diario

Día D

Mercado de

restricciones REE

REE(el OS) compra

energía a subir/bajar

mercados a

corto plazo

Mercados de SSCC:

Rereserva Secundaria y

Reserva Terciaria

REE

Reserva 2ª MW

Reserva 3ª MWh El

resto de los SSCC son

obligatorios

Intradiarios OMEL Energía horaria

Gestión de desvios REE Energía a subir y

bajar

Gestión de

restricciones REE

Energía a subir y

bajar

Fuente- Elaboración propia y EyS

2.7.1. Mercados a plazo

Pertenecen a este grupo todos aquellos mercados en los que el contrato tiene un plazo de

entrega mayor de 24 horas. En España coexisten los siguientes mercados a plazo:

Mercado OTC: En él se incluyen el mercado de contratos bilaterales físicos y el mercado

financiero no organizado. Los agentes participantes intercambian contratos sin estar sometidos a

regulación. La actividad de este mercado es muy elevada casi del 40%


35

OMIP: Gestiona un mercado organizado de contratos bilaterales, común para España y

Portugal. En este mercado los vendedores y compradores hacen pública sus ofertas en una

plataforma electrónica gestionada por el propio OMIP. Cuando algún agente encuentra alguna

oferta interesante puede cerrar la transacción a través de la propia plataforma mediante un

procedimiento estándar. La participación en este mercado es del 12%.

CESUR: Es el mecanismo de subastas obligatorio mediante el cual los generadores de

electricidad u otros agentes previa adquisición de energía o capacidad de generación ofertan a

las comercializadoras de último recurso, la adquisición de la energía necesaria para el

abastecimiento de los clientes abonados a la Tarifa de Último Recurso (TUR). Se debe tener en

cuenta que las TUR se fijan para un determinado periodo de tiempo, semestres naturales, por

tanto se desconoce la información del resultado de otros mercados como el diario.

VPP: Las llamadas subastas de capacidad virtual, son mecanismos de cesión temporal de

capacidad de generación a plazo que se estructuran bajo la forma de un contrato de opción de

compra de energía. Sería como comprar la posibilidad de tener una central de generación de

forma temporal, con una potencia máxima contratada y con un coste de oportunidad igual al

precio de ejercicio.

2.7.2. Mercado diario

Se lleva a cabo por el OMEL y consiste en la casación de las ofertas de generación con la

demanda para cada una de las 24 horas del día siguiente. Este mercado se caracteriza por ser un

mercado marginalista, en el que todos los generadores casados perciben el mismo precio. Este

precio lo determina el punto de cruce entre la curva de oferta y la de demanda, y refleja el coste

de oportunidad, es decir, los ingresos a los que renuncian los generadores por no producir.

Además, al abarcar dos mercados (Español y Portugués) utiliza, para los casos de congestión un

mecanismo denominado “market splitting”.

En caso de existir suficiente capacidad en la interconexión España-Portugal, se obtendrá un

único precio para ambas zonas, por el contrario, si la capacidad de interconexión se sobrepasa,

los dos sistemas se separan para aquellos periodos en los que sea necesario, dando lugar a un

precio diferente para cada zona.

Como la mayor parte de la energía se contrata previamente en las subastas CESUR, se pretende

que en el futuro, de mercado sea un mercado de ajustes.

2.7.3. Mercados a corto plazo

Se caracterizan por tener lugar durante el día del despacho. Son mercados a corto plazo:


36

Mercados intradiarios: Durante 6 sesiones a lo largo del día, los generadores y

comercializadores ajustan sus posiciones comerciales comprando y vendiendo energía según se

va acercando la hora de ejecución de los mismos.

Gestión de restricciones: Permite resolver los problemas ocasionados por las limitaciones de la

red de transporte sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan en

tiempo real. Una vez que la casación está resuelta, el OS (Operador del Sistema, REE), se

encarga de verificar la factibilidad del programa de generación a través de una simulación del

estado en que quedaría el sistema eléctrico ante faltas en diversos puntos de la red. En caso de

que el despacho no sea viable el OS alterará el programa de generación aplicando el criterio de

la seguridad y económico.

Gestión de restricciones por garantía de suministro: REE es el encargado de la gestión de

este procedimiento. Este empieza a realizarse como consecuencia del RD 134/2010, mediante el

cual se establece la gestión de restricciones por garantía de suministro para aquellas unidades

generadoras de energía eléctrica que usen fuentes de energía primaria autóctona.

Servicios complementarios: Los siguientes servicios son gestionados en su totalidad por REE.

Regulación primaria: Su objetivo es el de corregir automáticamente (30 sec.) los

desequilibrios instantáneos de frecuencia por medio de los reguladores de velocidad. Es

un servicio obligatorio y no tiene remuneración adicional.

Regulación secundaria: Permite al OS tener una reserva de capacidad disponible muy

flexible (deben responder en 30 sec.) para que en caso de falta les permita resolver los

desequilibrios entre generación y demanda. Para esta regulación se convoca un

mercado después del mercado diario y del de restricciones, en el que voluntariamente

las empresas presentan sus ofertas de banda disponible. El coste marginal de la banda

de potencia para cada hora marca el precio con el que se remunera toda la capacidad

asignada en este mercado. En este servicio se retribuye no sólo la banda de potencia, si

no la energía utilizada, valorada al precio de sustitución de la energía terciaria.

Regulación terciaria: Esta regulación permite reponer la reserva secundaria en caso de

que se use por la aparición de una contingencia. Es de carácter obligatorio para las

unidades que pueden ofrecerlo y el requisito fundamental es que los generadores deben

variar su producción en un tiempo menor de 15 minutos y mantener la variación durante

2 horas. Este mercado se celebra a última hora del día anterior al despacho y en él los

generadores envían ofertas por la variación máxima de su potencia a subir y a bajar. El


37

precio es el precio marginal resultante de las ofertas realizadas por los generadores

frente a una demanda. Sólo perciben ingresos por este servicio si se usa su capacidad.

Gestión de desvíos: Resuelve en tiempo casi real los desajustes entre la oferta y la demanda de

electricidad. Este mercado sólo se convoca si la previsión de la eólica y el conjunto de los

desvíos previstos durante el periodo entre dos mercados intradiarios superan los 300 MW en

media.

2.7.4. Intercambios internacionales

Constituyen un caso particular de transacción en el mercado mayorista, con la diferencia de que

cada país tiene su sistema de regulación propio. Estos intercambios se realizan a través de las

interconexiones internacionales. Estas, están compuestas por el conjunto de líneas y elementos

de la red de transporte compartidos por los dos sistemas eléctricos.

La interconexión de dos sistemas eléctricos conlleva una serie de ventajas para los sistemas

eléctricos interconectados. Entre ellas podemos destacar el aumento de seguridad de suministro

entre los sistemas al facilitarse las funciones de apoyo entre los mismos, la posibilidad de

establecer intercambios comerciales de energía que permitan aprovechar las diferencias de

precios entre los sistemas eléctricos interconectados y el aumento de la competencia en el

mercado nacional fruto de la incorporación de agentes procedentes de los sistemas vecinos.

En la figura siguiente se muestra cuáles son y qué capacidad tienen las interconexiones entre

España y Portugal, Francia y Marruecos.

Figura 21- Mapa de las interconexiones.

Fuente Avance Informe annual 2011 REE


38

2.8. Situación actual de la red de transporte

La actividad de transporte es la encargada de conectar los grandes núcleos de generación con los

centros de consumo. El flujo que sigue la electricidad a través de la línea de transporte desde un

punto a otro de la red puede observarse en la figura 23.

En España, la red de transporte está constituida por las líneas y subestaciones de tensión

nominal igual o superior a 220 kV en caso de la península ibérica, y de 132 y 66 kV en caso de

las islas y sistemas extrapeninsulares.

Figura 22- Flujos de energía

De acuerdo con la Ley del Sector Eléctrico y la Ley 17/2007, se ratifica a Red Eléctrica de

España, a partir de ahora REE, como el transportista único en España y operador del sistema

español.

El objetivo de REE como operador del sistema es garantizar la continuidad y seguridad de

suministro, mientras que como gestor de la red es el de garantizar el desarrollo y mallado de la

misma.

A cierre de 2011 la red de transporte cuenta con 36.113 km de línea, de los cuales 19.038

pertenecen a líneas de 400 kV y 17.075 a líneas de 220 kV o menores. El número de

subestaciones asciende a un total de 3.840, mientras que el número de transformadores es de

138. La longitud total de cable submarino es de 29 km, correspondientes a la interconexión con

Marruecos y la longitud de cable subterráneo es de 242 km, valor muy inferior al de las líneas

aéreas.

El valor de la disponibilidad de la red de transporte ha sido en 2011 de un 97.64%. Las causas

que han provocado las indisponibilidades han sido en un 1.62% de los casos ajenas al

Fuente REE


39

mantenimiento, mientras que el 0.44% han sido producidas por mantenimiento preventivo y

predictivo.

Dentro de las inversiones futuras, estaba previsto que Red Eléctrica invirtiera 4.000 millones de

euros en la red de transporte en el periodo 2011-2015, aunque tras el RD- Ley 13/2012 estas

inversiones han quedado en suspenso, pendientes de una nueva planificación. Para diseñar la

nueva red, el Ministerio de Industria estimó un incremento del consumo de energía final del

0.2%, un aumento medio anual de la demanda eléctrica del 2.4%, y una punta máxima de

consumo de 55.000 MW en el 2020, aunque estas previsiones están actualmente siendo

revisadas.

2.9. Situación actual de la actividad de distribución

La actividad de distribución tiene como finalidad transmitir la energía eléctrica desde la red de

transporte hasta los usuarios finales.

La red de distribución no es tan redundante como la de transporte, además está sometida a más

cortes de suministro producidos por un inferior mallado en las líneas. Este déficit de mallado

deriva de una menor inversión en las líneas, al ser estas menos rentables que las instalaciones de

transporte.

Las empresas distribuidoras no sólo realizan las funciones técnicas de planificar las redes,

encargarse de su desarrollo y realizar las obras, explotación y mantenimiento, sino que además

desempeñan la función comercial de atención a sus clientes, midiendo y facturando los

consumos, la conexión a la red de nuevos clientes y la resolución de quejas en relación a la

calidad.

En España, en las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes conectadas a sus redes

son Iberdrola Distribución Eléctrica S.A.U., Unión Fenosa Distribución, S.A., Hidrocantábrico

Distribución Eléctrica, S.A., E.ON Distribución, S.L. Endesa (peninsular y extrapeninsular),

FEVASA y SOLANAR. Asimismo existen 365 empresas distribuidoras con menos de 100.000

clientes.

2.10. Situación actual de la actividad de la comercialización

La comercialización es la actividad mediante la cual, el suministro de electricidad se entrega a

los clientes finales a cambio de una retribución económica. Ni la calidad ni la garantía de

suministro está en el ámbito de actuación del comercializador.


40

La actividad de comercialización se lleva a cabo por sociedades mercantiles denominadas

comercializadoras que contratan las redes de transporte o distribución a través de las tarifas de

acceso con la finalidad de vender energía eléctrica a los consumidores u otros agentes del

sistema a través del mercado minorista.

2.11. Mercado minorista

En diciembre del 2010, la demanda de electricidad se situó en 244.239 GWh y el número total

de suministros de electricidad en el mercado minorista español casi alcanza los 27,5 millones,

de los cuales el 35% de la energía correspondió al segmento doméstico, el 22% a las Pymes y el

42,8% al sector industrial.

Desde la liberalización del sector y hasta 2009 las comercializadoras cobraban a los

consumidores la denominada tarifa integral. A partir del 1 de Julio de 2009, entraron en vigor

las Tarifas de Último Recurso (TUR).

Dentro de las modalidades actuales de suministro de electricidad se diferencia entre con derecho

a Suministro de Último Recurso (SUR) y sin derecho al mismo.

Los clientes con derecho a SUR representan el 30% del total y son aquellos cuya potencia

contratada es menor a 10 kW. Estos consumidores tienen dos opciones a la hora de comprar

energía eléctrica, la contratación libre con los comercializadores (mercado minorista) ó

directamente acogerse a la TUR.

Los clientes sin derecho a SUR representan el 70% restante, de los cuales el 20% son clientes

cuya potencia contratada es mayor a 10 kW y el 50% son clientes de alta tensión. Estos

consumidores contratan la energía habitualmente en el mercado liberalizado y en casos

excepcionales tienen derecho al SUR. Las Comercializadoras de Último Recurso (CUR) son

actualmente las siguientes comercializadoras:

Iberdrola CUR. (electricidad y gas)

Endesa energía xxi.(electricidad y gas)

Gas natural SUR,sdg. (electricidad y gas)

HC-Naturgas CUR.(electricidad y gas)

Gas energía suministro SUR.(gas)

E.ON CUR.(electricidad)


41

2.12. Estructura final del coste de suministro

Toda factura de un consumidor refleja los siguientes componentes de costes.

El coste de la energía.

La tarifa de acceso a las redes.

La gestión del comercializador.

La tarifa mercado libre se calcula como:

𝑀𝐿 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 + 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜 + 𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙

La TUR se calcula como:

𝑇𝑈𝑅 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 + 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜 + 𝐺𝑒𝑠𝑡𝑖ó𝑛 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙

Donde:

Coste de la energía: Como se ha comentado anteriormente el consumidor puede elegir entre

adquirir la energía directamente en el mercado liberalizado, a una comercializadora ó en cambio

acogerse a la TUR. En este último caso, los precios denominados como Tarifas de Último

Recurso (TUR) son establecidos por la Administración y son las CUR las que adquieren dicha

energía del mercado mayorista a través de la subastas CESUR ó en las subastas del mercado a

plazo OMIP. A los costes de la energía se han de añadir los costes derivados del apuntamiento

del perfil del cliente, los servicios de ajuste, la prima de riesgo, los pagos por capacidad y las

pérdidas. Los dos últimos valores son estándar y dependen del tipo de tarifa y el periodo

tarifario.

Tarifas de acceso: Son calculadas por la Administración para garantizar el principio de

suficiencia de ingresos para que éstos cubran todos los costes del sistema. Cuando estas tarifas

no son suficientes para asegurar dichos costes se produce un déficit tarifario del cual

hablaremos en el siguiente apartado.

Estas tarifas son únicas para todo el territorio nacional. Están compuestas de un término de

potencia Tp fijo que depende de la potencia que el consumidor tenga contratada y de un término

de energía Te variable que depende del consumo que el cliente haya realizado.

Puede verse el desglose de dichas tarifas de acceso en el apartado 4.2.2.

Coste de gestión del comercializador: Es un coste que trata de reflejar la gestión de los

clientes en TUR y definen la competitividad de las TUR frente al mercado libre. El 1 de Julio


42

se fijó un valor de 4€/ kW contratado/año. Con este importe las CUR deben gestionar el

proceso de atención, facturación y cobro a los clientes, gestión del bono social.

El bono social es un mecanismo de protección creado durante la liberalización, mediante el cual

se pretende proteger a determinados consumidores considerados como vulnerables. Este

mecanismo consiste en una bonificación en las facturas de suministro que equivale a la

diferencia entre un valor de referencia denominado Tarifa Reducida y la TUR. Se consideran

clientes vulnerables aquellos cuya potencia contratada es inferior a 3 kW, los pensionistas con

cuantía mínima, familias numerosas y familias con todos los miembros en paro.

2.13. Déficit de tarifa

Se denomina déficit de tarifa a la diferencia entre los ingresos obtenidos por los precios

regulados que pagan los consumidores y los costes reales de dicho suministro. Actualmente el

total del déficit acumulado es de 27.521 millones de euros.

Figura 23- Evolución del déficit de tarifa 2000-2012

Fuente CNE y elaboración propia

Esta diferencia puede estar provocada por diversos motivos, entre ellos se destacan posibles

errores de estimación y objetivos políticos/económicos de los sucesivos gobiernos.

Un ejemplo de error de estimación es la previsión de la producción de energía renovable. Esta

energía producida como se ha comentado anteriormente es difícil de prever y de gestionar

dificultando así el cálculo del valor de la prima.

𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎𝑠 = 𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎 €

𝑀𝑊𝑕 𝑥 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑀𝑊𝑕

250 100

1149

0 0

38303047

1240

5819

4616

34704000 4000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012


43

Se encuentra otro ejemplo en la facturación de las tarifas reguladas. La facturación que se

obtiene por la medida de los contadores de los clientes se retribuye mediante tarifas

establecidas previamente (a principios de año), si este consumo real difiere del previsto el

volumen de ingresos será diferente dando lugar a un déficit.

En la figura 24 puede observarse la brecha producida por la evolución de los ingresos derivados

de los peajes así como el coste medio real de acceso, desde 1998 hasta 2011.

Figura 24-Evolución del déficit de tarifa.

Fuente CNE

Además como se observa en la parte inferior del gráfico se muestra la evolución del déficit de

las actividades reguladas y su desglose según si su origen es generación o acceso.

La evolución de los costes de acceso ha tenido desde 1998 tendencia creciente. Desde 2006

hasta 2010 los costes de acceso acumulados han supuesto un aumento del 145% mientras los

ingresos por peajes de acceso sólo han alcanzado el 70%. Las tres partes más relevantes de este

aumento de los costes son las primas de régimen especial, las cuales suponen un 40,3% del total


44

de los costes totales, los costes de las redes con un 39,8% y la retribución de las actividades

reguladas con un 10,5%.

Figura 25-Evolución de los costes de acceso

Fuente CNE

Para concluir este apartado hay que destacar que el déficit que registra el sistema eléctrico

español es un déficit estructural y no coyuntural. La naturaleza del déficit es en su mayor parte

fruto de la subestimación de los costes reales. Diversas fuentes consideran que esta

subestimación de los costes reales es una estrategia intencionada por parte de los sucesivos

Gobiernos para no subir las tarifas de acceso, medida considerada poco atractiva.

A fecha de hoy se están promoviendo medidas para reducir el déficit de tarifa, entre ellas la

entrada en vigor del RD del 27 de Enero 2012, por el que se eliminan de “forma temporal” las

primas a las instalaciones de régimen especial que se construyan a partir de este año.

Capítulo 3- Análisis de la competitividad

45

3. ANÁLISIS DE LA COMPETITIVIDAD DEL

SECTOR.

El sector eléctrico es de vital importancia para el desarrollo económico de la sociedad. La ley

54/1997 del 27 de noviembre cita textualmente:

“El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad. Su

precio es un factor decisivo de la competitividad de buena parte de nuestra economía. El

desarrollo tecnológico de la industria eléctrica y su estructura de aprovisionamiento de

materias primas determina la evolución de otros sectores de la industria…”

Prueba de esta importancia es que la electricidad es la 2ª fuente de energía final más

consumida, detrás del petróleo, como puede observarse en la figura 26. Además, el sector

eléctrico, es uno de los sectores principales de nuestra economía.

Figura 26-Consumo final de energía en España

Fuente MITyC y elaboración propia

La electricidad está considerada como un bien público y de necesidad básica, todos los

consumidores tienen derecho a ella, por ello y debido a que no se puede almacenar, la

generación de electricidad debe ser igual a la demanda en todo momento. Estas características

marcan el desarrollo del sector.

21%

4%

2%

57%

16%

Electricidad Energías Renovables Carbón Petróleo Gas


46

El sector eléctrico es un sector en el que interactúan cuatro actividades principales, de las cuales

dos son reguladas el transporte y la distribución y las dos restantes son actividades liberalizadas,

generación y comercialización.

Figura 27- Principales actividades del sector.

A continuación se va a proceder a evaluar estas actividades tanto desde un punto de vista

interno, mediante un análisis de debilidades, amenazas, fortalezas y oportunidades (DAFO),

como desde el exterior, analizando las fuerzas competitivas a las que deben enfrentarse.

ANALISIS DAFO

El sistema DAFO es una metodología de estudio de la competitividad de un sector ó empresa, a

través del ámbito de las Debilidades, Amenazas, Fortalezas y Oportunidades de la actividad. La

situación interna del área se estudiará desde el punto de vista de dos factores controlables, las

Fortalezas y las Debilidades, a diferencia de la situación externa que se estudiará a partir de dos

factores no controlables, las Oportunidades y Amenazas.

Figura 28-Matriz DAFO

Fuente – Elaboración propia

ANÁLISIS DE LAS CINCO FUERZAS COMPETITIVAS DE PORTER

Es el método mediante el cual se van a analizar los factores que rigen la competencia del sector

y las consecuencias de rentabilidad a largo plazo de cada actividad del mismo, dentro de cada


47

una de las actividades se estudiarán los aspectos relevantes a los proveedores, clientes,

competidores, productos sustitutos y la rivalidad sectorial.

Figura 29- Interacción de las 5 fuerzas de Porter

Fuente - Elaboración propia

3.1. GENERACIÓN

La actividad de generación se caracteriza fundamentalmente por ser una actividad liberalizada

y en competencia. Se deben resaltar los siguientes aspectos:

La imposibilidad de almacenar la energía eléctrica obliga a que la demanda y la generación

deban estar equilibradas constantemente.

La existencia de diversas fuentes primarias de energía para producir electricidad.

Es una actividad intensiva en capital, ya que la construcción y mantenimiento de plantas de

generación requiere de grandes inversiones y largos periodos para recuperar la inversión.

Son los propios generadores los que soportan y gestionan los riesgos derivados de fallos de

suministro, cambios en la demanda, cambios de precio de los combustibles, tipos de interés,

etc.

3.1.1. Análisis DAFO

3.1.1.1. Fortalezas

La coexistencia de diferentes tipos de tecnología de generación favorecen un seguimiento

más flexible de la demanda.

Existencia de competitividad debido al carácter liberalizado de la actividad, asegura (en

teoría), en un mercado de libre competencia, precios más bajos.


48

La introducción cada vez mayor de la energía renovable, permite acercarse a los objetivos

del 20/20/203, acercarse a la zona de madurez en la curva de aprendizaje, favorecer el

seguimiento de las políticas medioambientales actuales y futuras, y un mayor

reconocimiento social.

Fortalezas del Mercado Mayorista4

La separación de las actividades de generación y comercialización favorece la minimización

del riesgo de subsidios cruzados entre actividades y rompe con la integración vertical de las

empresas. Aun así existen expedientes sancionadores contra empresas (Grupo Iberdrola,

Endesa, etc) por posibles prácticas restrictivas de la competencia, por traspasar clientes

desde la CUR hasta la comercializadora en mercado libre.

La evolución descendente del Índice de Herfindahl-Hirschman (HHI) nos indica que la

cuota de mercado en España (medida en energía producida) del mayor generador ha pasado

del 47% al inicio de la liberalización al 21% esperado en 2012. Lo que muestra la

existencia de mayor competencia en el mercado.

Que la competencia en el MIBEL esté supervisada por cinco agencias (CNE,MIEyT y CNC,

ERSE Y ADC ) desincentiva la práctica de comportamientos anticompetitivos.

Que el Operador del Mercado y Operador del Sistema no tengan en su accionariado

influencia de ningún agente, también aumenta el nivel de competencia.

Que en el mercado a corto plazo, las tecnologías marginales más flexibles (ciclos, fuel y

carbón) avanzan hacia un nivel mayor de competencia lo que les proporciona ventaja

competitiva frente a las tecnologías menos gestionables.

La aplicación de incentivos como pagos por capacidad para mantener disponibles y

operativas las centrales existentes, para su uso en caso de necesidad.

3.1.1.2. Debilidades:

La dependencia excesiva que tiene España de las importaciones de combustible.

El que no exista capacidad de almacenamiento de energía.

En relación con las energías renovables:

o La volatilidad del beneficio de las empresas, ligada a factores no controlables

como la hidraulicidad, precios de los combustibles fósiles, etc, debilita el incentivo

a la inversión.

3 En 2020 se tendrán que haber reducido un 20% las emisiones de gases de efecto invernadero con

respecto a 1990, que el 20% de la energía total consumida en la UE haya sido generada por energías

renovables y que la eficiencia energética se incremente un 20%. 4

Se separa la explicación del mercado mayorista de la actividad de generación para facilitar la

comprensión del mismo.


49

o La incorporación de energías renovables suponen mayores costes de captación y

transformación de la energía.

o Crecientes vertidos de energía eólica derivados de la instalación masiva de

centrales de este tipo de generación suponen pérdidas de rentabilidad en las

mismas.

o El sistema de retribución basado en primas para las energías renovables no ha

incentivado la investigación sino la instalación masiva.

Con respecto a la utilización de la potencia instalada de las centrales de generación:

o Centrales hidráulicas: Depende de las aportaciones de agua anuales y por tanto de

un factor no controlable que debilita la gestionabilidad de la energía producida por

este tipo de centrales.

o Térmicas: Tiene una dependencia excesiva de la disponibilidad de las centrales

hidráulicas y renovables. Debido al aumento de las energías fluyentes y a la

reducción de la demanda, la utilización de los ciclos se ha visto reducida,

provocando la no rentabilidad de las instalaciones. En este conflicto es de dónde se

proponen los pagos por capacidad, como solución.

La disminución de la demanda ha provocado una caída en la construcción de centrales de

generación, por ello muchos de los proveedores tecnológicos han reorientado su estrategia

hacia el mercado internacional, provocando menos inversiones y empleo en España.

Debilidades del mercado mayorista

Que las empresas incumbentes aún posean la mayor parte de los activos estratégicos

supone una barrera de entrada muy fuerte para las empresas que quieran empezar en este

sector.

Existe cierta concentración en el mercado mayorista, es decir, que las empresas de un

mismo grupo intercambien energía a corto plazo entre ellas.

3.1.1.3. Oportunidades:

Ampliación de las interconexiones con Francia. La entrada de nuevos agentes extranjeros de

los sistemas eléctricos vecinos puede suponer una oportunidad para el desarrollo del

mercado y para mejorar la seguridad de suministro.

La generación distribuida puede verse como una oportunidad de inversión, la creación de

nuevas empresas y para las gestionabilidad de la demanda.

Avances tecnológicos en la captura y almacenamiento de carbono (CCS), permitirán que

las tecnologías basadas en el carbón se puedan seguir integrando en el mix de generación de

manera más limpia. Hay que señalar sin embargo que debido a la elevada incertidumbre


50

tecnológica y su alto coste no se espera que vaya a tener una contribución importante hasta

más allá del 2020-2030.

El alargamiento de la vida de las centrales nucleares como medida para reducir la

dependencia del exterior y de las emisiones de gas de efecto invernadero,

Oportunidades del mercado mayorista

El desarrollo de los mercados a plazo, dentro de los cuales se encuentran los contratos

bilaterales, subastas virtuales y CESUR, abren la puerta a nuevos entrantes no integrados.

Como medida para aumentar la competitividad en el mercado, se plantea la posibilidad de

consolidar mercados de producción separados por tecnología para que las tecnologías que se

retribuyen con primas no entren en el “pool”.

El aumento de las interconexiones, permite la posibilidad de establecer intercambios

comerciales de energía que a su vez permitan aprovechar el aumento de la competencia en

el mercado nacional fruto de la incorporación de agentes procedentes de los sistemas

vecinos.

3.1.1.4. Amenazas:

Riesgo regulatorio existente en España.

La posibilidad de que la generación convencional tenga que internalizar los costes

medioambientales, y el sobrecoste para el Kwh.

La mejora de la eficiencia energética. Se ha considerado que eficiencia consiste en producir

más generando lo mismo. Esto puede suponer una reducción en la necesidad de

instalaciones de generación. Desde el punto de vista de la demanda esta medida puede

considerarse como una oportunidad.

La creciente incorporación de generación distribuida precisa de sistemas de protección

especiales, por tanto implicaría inversiones elevadas para la sustitución de las existentes

por las nuevas.

No es posible la diferenciación del lugar de procedencia de la energía por parte del

consumidor, esto puede ser una amenaza en caso de introducir “tasas” por localización

como ocurre en UK.

La imposición de tasas a las tecnologías que s considera que obtengan márgenes excesivos

en el mercado, como los llamados Windfall profits.

Capítulo 3

51

DEBILIDADES

Diferentes tipos de tecnología favorecen el

seguimiento de una demanda volátil.

Actividad liberalizada favorece competitividad entre

agentes.

No capacidad de almacenamiento. Volatibilidad de la demanda.

Crecientes vertidos de energía eólica.

Escasa interconexión Pagos por capacidad. Dependencia de la utilización de la potencia instalada y volatilidad

del beneficio ligado a factores como la hidraulicidad, precios de los

combustibles fósiles

Introducción ascendente de la energía renovable

objetivo 20/20/20, alto reconocimiento social, políticas

medioambientales favorables.

Supervisión de la competencia en el mercado. Competencia Mayores costes de captación y transformación de las energías

renovables.

Zona de madurez en algunas de las tecnologías

renovables.

Que el Operador del Mercado y Operador del Sistema no

tengan en su accionariado influencia de ningún agente.

Empresas incumbentes poseen la mayor parte de los activos

estratégicos. Barrera de entrada.

Descenso de la dependencia del precio de la

electricidad de combustibles derivados del petróleo.

Separación de las actividades de generación y

comercialización/ minimización del riesgo de los subsidios

cruzados/ ruptura integración vertical de las empresas.

Elevada dependencia de las importaciones de combustibles. Todos

los proveedores de combustible son extranjeros.

Los progresos tecnológicos, eficiencia energética,

decrementan esconomías de escala(centrales más

pequeñas son capaces de producir más potencia)

La concentración en el mercado mayorista.

AMENAZAS

Ampliación interconexiones con Francia. Plan REE Generación distribuida. Cerca de los lugares de consumo.

Menos pérdidas.

Riesgo regulatorio

Pagos por capacidad. Mejorar eficiencia energética. Objetivo 20/20/20. Eliminación de límite de importación de energía eléctrica procedente

de países fuera del MIBEL para el mercado diario.

Captura y almacenamiento de CO2 Introducción nuevas empresas, ESEs. Dificultad de cuantificar económicamente los costes

medioambientales fijados por el regulador que la generación

convencional debe/debiera ó deberá internalizar.

Cumplimiento del PANER, 6400 MW nuevos. Alargamiento de la vida de las centrales nucleares. No diferenciación del lugar de procedencia de la energía. Tasas de

localización.

Desarrollo de los mercados a plazo. Desarrollo de mercados de producción separados por

tecnologías.

Windfall profits de ciertas tecnologías.

Imposición de tasas para tecnologías que obtengan márgenes

excesivos en el mercado.

FORTALEZAS

OPORTUNIDADES

GENERACIÓN

Figura 30- DAFO GENERACIÓN


52

3.1.2. Análisis 5 fuerzas de Porter de la actividad de generación

3.1.2.1. Proveedores

Cuando hablamos de proveedores en la actividad de generación se han considerado dos

interpretaciones. La primera referirnos a los proveedores de las empresas generadoras, lo cual

estaría más enfocado al estudio de la actividad de generación en particular y la segunda

referirnos a las empresas generadoras como las proveedoras de energía eléctrica, esto en

cambio estaría más enfocado a términos generales de todo el sector.

A continuación se comenzará analizando los proveedores de las empresas generadoras, para

posteriormente hablar de la actividad de generación como proveedora de energía en el mercado

mayorista.

Los proveedores de las empresas generadores se han clasificado en: proveedores de

combustible, proveedores administrativos, proveedores de tecnología y proveedores “de

regulación”. A continuación consideraremos los aspectos más importantes de cada uno.

Proveedores de combustible: Los principales combustibles de las centrales españolas de

generación son el uranio, el petróleo, el gas y el carbón. Como se puede observar en los datos

que se muestran a continuación el petróleo es la fuente primaria de energía más importante,

seguida del gas natural, el uranio, las renovables y el carbón.

Figura 31- Mix energético 2009

Fuente Observatorio 2010- Cátedra BP (Universidad Pontificia Comillas)

Petróleo

Desde 1992 el sector del petróleo está liberalizado y no existe monopolio que controle la

importación/producción, refino, almacenamiento, distribución y comercialización.

Habitualmente estas actividades se llevan a cabo por empresas privadas sujetas a la legislación

7%

22%

10%52%

9%

Carbón Gas Uranio Petróleo Renovables


53

vigente. En España existen escasos yacimientos susceptibles de explotar. En el año 2009 la

demanda de petróleo fue de 52.404 miles de toneladas de las cuales sólo se produjeron 107

miles de toneladas. Es por esto que la mayor parte de esta materia prima se importa del exterior.

Según datos de la Agencia Internacional de la Energía en 2009 se importaron 52.297 miles de

toneladas y del total de este crudo importado sólo 3.264 mil toneladas se dedicaron a la

generación de energía eléctrica, por lo que podemos decir que la influencia directa que el sector

del petróleo ejerce sobre el eléctrico es hoy en día pequeña.

Figura 32- Relación producción, importación de crudo.

Fuente Agencia Internacional de la Energía

Como se muestra en la siguiente figura la mayor parte de las importaciones de crudo provienen

principalmente de países como Rusia, Arabia Saudí, México e Irán, países con una situación

actual geopolítica complicada, lo que puede provocar variaciones importantes en el precio.

Figura 33- Orígenes de las importaciones de crudo

La actividad de almacenamiento, transporte y distribución de productos petrolíferos en España

es realizada principalmente por una única empresa, la Compañía Logística de Hidrocarburos

Producción

Importación Generación Eléctrica

0

20000

40000

60000

20092010

107122

52297 52461

Producción Importación Generación Eléctrica

13%

12%

15%

11%13%

11%

25%

Rusia

Arabia Saudí

Irán

México

Libia

Nigeria

Resto de países


54

(CLH), aunque también, en menor medida, existen otras empresas que cubren alguna parte de

estos servicios.En España el sector del petróleo está dominado por el grupo Repsol, que alcanza

una cuota de mercado del 60%. El segundo operador que cuenta aproximadamente con un

20% del total, es el grupo Cepsa y el resto de la red es servida por otras grandes petroleras con

cuotas de mercado inferiores al 10%. El elevado grado de concentración de este tipo de

proveedores implica un alto poder de negociación.

Como se ha comentado anteriormente y como puede apreciarse en la figura 33, el porcentaje de

potencia instalada de fuel-gas es un 19% en 1997, mientras que en 2010, este valor se ha

reducido a un 3%, a consecuencia de la introducción de generación renovable y ciclos

combinados. Es por esto que cada vez son menos las centrales de generación que precisan

directamente del petróleo lo que reduce la dependencia del coste de la electricidad al precio del

petróleo.

Figura 34- Evolución del mix energético 1997-2010

Fuente REE y elaboración propia.

Ha de tenerse en cuenta que el precio de venta del combustible no depende directamente de la

cotización del petróleo, sino de la cotización de ese combustible en los mercados

internacionales, además en este mercado el combustible cotiza en dólares mientras que en

España se vende en euros, por tanto el precio de venta del combustible será la suma de estos

tres factores, cotización internacional, margen comercial e impuesto especial multiplicado por el

IVA. El impuesto especial es fijo, mientras que la cotización y el margen son variables.

19%

17%

26%

38%

0%

0%

3%

8%

11%

18%

26%

34%

Fuel-Gas

Nuclear

Carbón

Hidráulica

Ciclo combinado

Régimen Especial

Mix 2010 Mix 1997


55

Gas

El consumo total de gas natural en 2010 fue de 404.042 GWH, del cual un 28% ha estado

destinado a la producción eléctrica, como se muestra en la siguiente figura.

Figura 35-Consumo de gas natural España 2011

Fuente Cores, elaboración propia

Casi la totalidad del gas consumido en España es importado de países como Argelia, que

abastece un 38% de la demanda nacional, Nigeria, Noruega o Egipto. En la figura 36 también

puede observarse la evolución de los diferentes proveedores.

Figura 36- Evolución del aprovisionamiento del gas a España.

Fuente - CNE

Las principales reservas de gas natural se encuentran en oriente medio y Europa oriental. Estos

países presentan un importante riesgo-país. Aún así, la variedad geográfica de los países

69%3%

28%

Consumo convencional GNL de consumido directo

Generación eléctrica


56

exportadores de Gas Natural, es suficiente como para garantizar un suministro más seguro que

en el caso del petróleo.

En lo que respecta al mercado del gas natural, Gas Natural es la empresa con mayor cuota en el

mercado de aprovisionamiento (44%), seguida de Unión Fenosa Gas, Iberdrola y Endesa (ver

figura 37).

Figura 37- Cuota de mercado de las empresas a fecha de 2010

Fuente –CNE

Uranio

Durante años España ha contado con explotaciones de Uranio propias, pero a partir de 2001 se

dejaron de producir concentrados de uranio en las minas de Saelices el Chico (Ciudad Rodrigo,

Salamanca) para pasar a abastecerse de uranio importado.

El conjunto de operaciones que van desde la extracción del mineral de uranio en la mina hasta

su carga como combustible en la central abarcan los procesos de: minería y fabricación de

concentrados de uranio, conversión a hexafluoruro de uranio, enriquecimiento en el isótopo

U235 hasta una concentración del 4-5% y por último la fabricación de elementos combustibles.

Las tres primeras actividades se llevan a cabo en el extranjero, mientras que en España, la

compañía ENUSA (Empresa Nacional del Uranio) Industrias Avanzadas, S.A. lleva a cabo la

última etapa. Pese a esto, en las estadísticas oficiales la producción de energía nuclear se

considera autóctona, aunque el uranio enriquecido para las centrales nucleares se importa del

exterior.

Enusa, es también la “central de compras” de todas la empresas eléctricas españolas. Esta

empresa trabaja con las centrales nucleares de Santa María de Garoña, Cofrentes, Almaraz 1 y

2, Ascó I y II y Vandellós II. Está participada al 60 por ciento por la Sociedad Estatal de

44%

15%11%

8%

5% 17%

Gas Natural Unión Fenosa Gas Iberdrola

Endesa Cepsa Resto

http://www.enusa.es/pub/centros/ciudadrodrigo.html

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57

Participaciones Industriales (SEPI) y al 40 por ciento por el Centro de Investigaciones

Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT).

Los principales fabricantes mundiales de combustible nuclear son Areva y WESTINGHOUSE y

GNF, mientras que ENUSA sólo participa en el 4%.

Figura 38- Principales fabricantes de combustible nuclear

Fuente ENUSA

El poder de negociación de ENUSA como proveedor es elevado dado que su Fábrica de

Juzbado es la única que proporciona el combustible para todas las centrales nucleares españolas,

exceptuando la central de Trillo, que lleva exportando en los últimos años, aproximadamente el

60% de su producción a Francia, Suiza, Suecia, Alemania, Bélgica y Finlandia. Se puede

considerar que el riesgo de integración vertical aguas arriba de ENUSA, es elevado, ya que de

hecho posee participaciones en minas de URANIO (10% en COMINAK, la Compañía Minera

de Akouta, Níger), garantizándose así un abastecimiento continuo.

Las principales fuentes de recursos primarios de uranio se encuentran en Australia, Kazastán,

Canadá, EEUU, países geopolíticamente estables.

14%

6%

5%

4%

3%

2%

24%

16%

14%

14%

AECL

NFI

MHI

ENUSA

KNFC

OTROS

AREVA

WESTINGHOUSE

GNF

TVEL

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58

Figura 39- Países productores de Uranio

Fuente-Elaboración propia

Carbón

Como se ha analizado en la Introducción Histórica y la situación actual, la producción de

carbón ha ido descendiendo a lo largo de los años, como consecuencia del aumento de

producción renovable. En la gráfica siguiente se puede comprobar cómo desde 2004 hasta hoy

la reducción en la producción de electricidad con carbón ha sido de más de un 20%.

Figura 40- Producción de carbón.

Fuente ENERCLUB y eleboración propia

25%

17%

9%7%

7%

6%

6%

5%

4%

2% 2%

2% 1% 1%

6%AustraliaKazastánCanadáEE.UU.SudáfricaNamibiaBrasilNígerRusiaUzbequistán UcraniaJordaniaIndia ChinaOtros

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Producción %


59

En los años 70 el 75% del carbón era en su totalidad de origen nacional, esta producción ha ido

disminuyendo a lo largo de los años, hasta hoy, que sólo representa una tercera parte del

consumo final. Pese a esto según el Plan Nacional de Reservas Estratégicas de Carbón 2006-

2012, con la finalidad no tanto de preservar la reserva estratégica, sino la de mantener el empleo

en las zonas de extracción, y reducir las emisiones de CO2, reducirá las ayudas en un 1.25%

anual para la minería subterránea y un 3.25% anual para las de cielo abierto. Como dato, cabe

destacar que las provincias que producen el 98% del carbón tienen un PIB inferior a la media

nacional, en conjunto un 16%.

El carbón importado es de mejor calidad que el nacional, tiene mayor poder calorífico y es

menos contaminante. Este carbón proviene mayoritariamente de Sudáfrica (32%), Indonesia

(23%), Rusia (15%) y Colombia (11%).

El grado de concentración de los yacimientos es bajo ya que el carbón es el combustible fósil

más abundante, con reservas de más de 150 años y geográficamente más distribuido en el

mundo. Además, aún hoy quedan yacimientos sin explotar, a nivel internacional en provincias

del Norte como Asturias, León, Cantabria e internacionalmente en Sudáfrica, Indonesia o

Rusia.

A nivel empresarial, el grado de concentración está aumentando debido a la creación de grandes

grupos mundiales como Anglo, BHP-Billiton, Glencore, Rio Tinto y Xstrata.

El comercio internacional de carbón supone un pequeño porcentaje de la producción mundial,

ya que los países productores suelen consumir la mayor parte de su producción. En España,

existe un poder de negociación relativamente alto, derivado de las estrategias políticas que

atendiendo a razones de carácter social, priman la producción nacional frente a la importación.

Figura 41- Producción de carbón nacional frente al importado

Fuente - ENERCLUB


60

Proveedores tecnológicos: Se entiende como proveedores tecnológicos a las empresas que

proporcionan tecnología a las centrales de generación. Dentro de esta clasificación se puede

hablar de empresas de ingeniería y empresas de bienes de equipo.

Las empresas de ingenería (INITEC, Iberinco, Empresarios Agrupados, Técnicas Reunidas,

Cobra…) son las que llevan a cabo los proyectos de construcción y mantenimiento de las

centrales, con el apoyo de empresas como ABB, General Electric y Ormazabal, que

proporcionan los equipos (generadores, transformadores, servicios auxiliares, baterías,

celdas…).

Según un informe publicado por Tecniberia5 (Dic. 2011), la oferta de ingeniería excede

notablemente a la demanda del mercado nacional y de manera particular la demanda del sector

público. Del total de empresas del sector de la ingeniería, el 91,4% son Microempresas y

Pequeñas Empresas, el 6,6% son Medianas Empresas y tan solo un 2% son Grandes Empresas,

pero cabe destacar, que el 8,6% de las empresas facturan el 76,4% del total, de lo que se deduce

que el grado de concentración de empresas en lo referente al mercado es alto.

El impacto en el coste de la industria está relacionado con el grado de concentración, ya que a

mayor competencia, mayor variedad y flexibilidad en el coste de los proyectos.

Si hablamos del riesgo de integración vertical, cabe destacar que existen en España, claros

ejemplos de integración vertical entre empresas de ingeniería y empresas eléctricas, como es el

caso de Iberinco e Iberdrola, SOCOIN y Gas Natural Fenosa y otros.

En cuanto a las empresas de bienes de equipo hay que destacar que la mayoría de ellas son de

origen extranjero. Según diversas fuentes el valor total de bienes de equipo importados fue

aproximadamente de 37 millones de €.

En cuanto al riesgo de integración vertical, puede decirse que es alto y como ejemplo se puede

citar el caso de las centrales de ciclo combinado modulares que está haciendo General Electric.

Estas centrales modulares presentan una fuerte competencia porque son más sencillas de

instalar, incurren en menos costes ya que aprovechan las economías de escala.

“Proveedores administrativos”: El gobierno es el “proveedor” de las Leyes por las que se van

a tener que regir las empresas generadoras. Aunque existe libertad de instalación es el Estado y

las CCAA quienes tramitan la autorización administrativa.

5 Patronal de las empresas de ingeniería.


61

Proveedores de regulación: La regulación un factor indispensable para el correcto

funcionamiento del sector. A continuación se muestran una serie de ejemplos.

Las instalaciones de generación requieren costes de instalación elevados y periodos de

ejecución largos, del orden de años, en función de la tecnología. Como la evolución de la

demanda no es conocida a priori existe la posibilidad de que la capacidad instalada no sea la

necesaria, es por esto que la regulación será la que establezca las directrices a seguir

para regular los costes de inversión.

La intensidad que se precisa en las inversiones hace que el número de empresas sea

reducido, lo que conlleva a que cada vez hay más empresas cuyas acciones son capaces de

modificar las condiciones de suministro de forma significativa y en particular el precio que

se paga por la electricidad. El control de este poder de mercado lo llevará a cabo la agencia

reguladora.

El impacto en el coste de la industria que provocan estos proveedores tiene especial

importancia sobre todo por la incertidumbre y falta de estabilidad regulatoria. Esta tiene un

impacto negativo en las instalaciones dificultando y encareciendo la inversión. Como por

ejemplo podríamos destacar el caso del sector de la generación solar fotovoltaica en España.

3.1.2.2. Clientes:

Los clientes de las empresas generadoras son todos los consumidores que negociarán el precio

de la energía a través de los diferentes mercados. Como se ha comentado en el apartado de

situación actual, el mercado eléctrico español funciona a través de una red de sucesivos

mercados en los que generación y demanda intercambian la energía directamente, como ocurre

con los contratos bilaterales ó el mercado organizado.

Durante el periodo 2008-2010 se ha producido una reducción de la concentración horizontal del

mercado de generación eléctrica. En la siguiente figura se puede observar cuales son las cuotas

de mercado de los principales agentes en el mercado total de generación eléctrica en España.

Puede decirse que el mercado está bastante repartido entre Endesa, Iberdrola, Gas Natural

Fenosa, EDP-Hidrocantábrico y EON-VIEGO. Se destaca que Iberdrola y otras empresas de

régimen especial poseen casi el 50% del mercado. Además puede observarse como la fusión

entre Gas Natural y Unión Fenosa ha provocado un aumento de sus cuotas de mercado a partir

del 2009.


62

Figura 42- Cuotas de Mercado de los principales agentes en el mercado total de generación eléctrica

Fuente CNE

Dentro del mercado mayorista una parte de la energía eléctrica se negocia en los mercados

ligados a los procesos de operación del sistema (reserva secundaria, terciaria y gestión de

desvíos, y resolución de restricciones técnicas) y la otra parte es destinada para la cobertura de

la demanda; esta última se negocia en el mercado libre, con comercializadoras, clientes directos

y las comercializadoras de último recurso CUR.

Como se puede observar en la siguiente figura en 2010 la mayor parte de la energía, un 95% se

destinó a cubrir la demanda y sólo un 5% a gestionar la operación del sistema.

Figura 43- Fuente Informe UNESA

Fuente Informe UNESA

5%

95%

Operación del sistema Cobertura de la demanda


63

Mercados destinados a la cobertura de la demanda

La demanda no solo la conforman los consumidores finales que pueden comprar su energía

directamente, sino tambien los que lo hacen a través de comercializadoras de mercado libre, de

último recurso, el bombeo y los servicios auxiliares.

Como se observa en la figura 44, con los datos semanales del mes de Enero del 2012, la mayor

parte de la demanda se distribuye entre las comercializadoras, qué a través del mercado diario

(MD) 38% y de contratos bilaterales (35%) en el mercado a plazo (BIL), cubren el 99% del

total de la demanda. Existe un elevado grado de concentración que les permite obtener cierto

poder de negociación. Los consumidores directos, en cambio, sólo suponen un 0,3%. Esto es

debido a que las comercializadoras obtienen mejores precios, por su especialización y volumen.

Atendiendo a la temporalidad de los mercados debemos diferenciar entre los mercados a plazo,

el mercado diario y los mercados a corto plazo.

a) Mercado a plazo

A través de los mercados a plazo, los clientes contratan la energía a precio cerrado y por

adelantado, eliminando así el riesgo al que conlleva la volatilidad del precio en el mercado

diario. En este sentido, al reducir el riesgo se incentiva la entrada de nuevos competidores. Aún

así, según los datos anteriores (ver figura 43) el % de demanda que se distribuye entre el

mercado diario y el mercado a plazo es similar.

Para analizar el grado de competencia en cuanto al mercado a plazo se refiere, se muestra en la

siguiente gráfica el balance de ventas y compras de energía de las principales empresas

generadoras de España.

Fuente CNE_Boletín seminal Mercado Mayorista

Figura 44- Distribución de la demanda en los diferentes mercados


64

Figura 45- Contratación Bilateral Física en España

Fuente Boletín Mensual MIBEL- Sept_2011

Como se ha citado anteriormente las principales empresas que participan de la contratación

bilateral tanto como generadores o como clientes son, Endesa, Gas Natural Fenosa,

Hidrocantábrico e Iberdrola. A la vista está que el reducido número de empresas y el balance

entre compras y ventas mostrado en la figura superior que es casi nulo, muestran un mercado

con poca competencia con características oligopolísticas.

Es importante resaltar el hecho de que aunque la competencia sea escasa si existe

competitividad, ya que toda empresa tiene como objetivo producir lo más económicamente

posible. Para frenar esta tendencia de “no mercado”, se obliga a las empresas a pujar

públicamente por grandes paquetes de energía a precio cerrado y a priori “desconocido” en las

subastas CESUR.

En cuanto a la sensibilidad del precio del mercado a plazo se puede decir que el precio que se

marca en los contratos bilaterales refleja el precio esperado del mercado diario. Por eso los

factores que influyen sobre el precio del mercado a plazo son los mismos que sobre el precio del

mercado diario.

Otro factor que afecta a la sensibilidad del precio es la competencia entre clientes. Como se ha

señalado anteriormente en este caso la competencia es casi nula, lo que facilitará la gestión a las


65

empresas generadoras.En cuanto a la integración vertical de las empresas incumbentes, que en

teoría no debe existir ya que actividades de generación y comercialización deben ser

independientes, la CNE cita textualmente:

“Se debe seguir analizando y supervisando el posible impacto sobre la competencia por la

integración vertical de los incumbentes, dado que se mantiene la diferenciación entre los

nuevos entrantes e incumbentes en cuanto al grado de integración vertical (los primeros venden

la mayoría de su energía en el mercado spot, mientras los segundos realizan contratos

bilaterales, principalmente intra-grupo con centrales inframarginales)”

b) Mercado diario:

A través de este mercado los generadores y los clientes contratan el día D-1, la energía para

cada hora del día siguiente (D). Como la mayor parte de la energía se ha contratado ya en el

CESUR, se pretende que este mercado sea un mercado de ajustes. Este precio lo determina el

punto de cruce entre la curva de oferta y la de demanda y refleja el coste de oportunidad, es

decir, los ingresos a los que renuncian los generadores por no producir.

Los generadores recuperarán sus costes de operación a través del margen de mercado que

proporcione (si lo proporciona) el precio casado y los pagos por capacidad. Estos últimos son

ingresos que reciben todos los generadores, los cuales consisten en reducir la parte de coste fijo

que deben recuperar las centrales.

Si analizamos la siguiente figura, observamos que los pagos por capacidad representa el

segundo segmento más importante después de la aportación del mercado diario e intradiario.

Figura 46- Componentes del precio final del Mercado de Generación 2010

Fuente UNESA y elaboración propia

86%

7%5% 2%

Mercado diario e intradiario Pagos por capacidad

Restricciones técnicas Procesos del operador del sistema


66

Por tanto, los pagos por capacidad facilitarán la nueva entrada de agentes, ya que con ellos se

aseguran una parte de la recuperación de la inversión. La evolución del precio medio diario tal y

como se observa en la figura 46 no es constante a lo largo del tiempo.

Estas fluctuaciones pueden verse provocadas por factores derivados de la oferta como el precio

de los derechos de emisión de CO2, los precios de los combustibles, de la previsión de demanda

renovable y de las reservas hidráulicas y por factores derivados de la demanda, como

crecimiento de la demanda en términos de energía y potencia máxima, laborabilidad,

temperatura, etc.

Figura 47- Precio medio diario euro/MWh

Fuente MIBEL.

Esta influencia que tienen las renovables en el precio medio puede observarse también en la

figura siguiente. Esta figura representa la curva agregada de oferta y demanda de precio

máximo. Se percibe como tanto la oferta como la demanda son precio aceptantes (la demanda,

porque es inelástica y la oferta porque las nucleares pueden ofertar a 0 mejor que parar, así

como las renovables que están obligadas a ofertar a 0), por lo que unas pocas centrales marcan

el precio de todo el mercado.


67

Figura 48- Curvas agregadas de oferta y demanda.

Fuente OMIE

Si observamos el mix energético correspondiente a este día 15/01/2012, tan solo 100 GWh de la

generación proviene de centrales de gas, que son en las que pueden operar con mayor grado de

competencia frente a los aproximadamente 200 GWh de renovables.

Figura 49- Energía Diaria por tecnologías 2012

Fuente OMIE

Como se ha comentado anteriormente la introducción de energías no gestionables en el

mercado de electricidad provoca que la programación que resulta del mercado diario es cada vez

Precio marginal

Energía

contratada


68

más diferente a la programación real que se produce al final del día. Esto ha incrementado la

importancia del mercado a corto plazo (intradiario).

c) Mercado a corto plazo:

La penetración significativa de renovables que no son gestionables, la existencia de

restricciones técnicas zonales en la red, unido al impacto en el mercado del mecanismo de

restricciones de garantía de suministro, por el cual debe retirarse del programa casado, la

energía necesaria para poder despachar a las centrales de carbón autóctono y a la desaparición

del distribuidor como agente suministrador de electricidad, está provocando la necesidad de

programar un mayor volumen de servicios de ajuste y esto implica como se observa en la

siguiente figura un mayor coste para la demanda.

Figura 50- Evolución del sobrecoste de los servicios de ajuste para la demanda.

Fuente CNE

3.1.2.3. Competidores potenciales:

En el ámbito de la actividad de generación, aspectos como la intensidad de capital de inversión

en nuevas instalaciones, el acceso a los canales de distribución, las barreras de entrada o salida y

la posición de los competidores actuales van a determinar la capacidad de entrada que van a

tener los nuevos entrantes.

El factor principal que determina el acceso al segmento de generación es la intensidad de capital

necesario y que a su vez requiere periodos largos de amortización. Las centrales antiguas ya

amortizadas podrán competir en el mercado spot a precios más competitivos que lo los nuevos

inversores, reduciendo así el número de empresas capacitadas para afrontar la inversión.


69

Que la actividad de generación esté liberalizada y no sea un monopolio natural hace que de por

sí las economías de escala sean limitadas.

Aunque el producto final va a ser el mismo para todos los proveedores, la diferencia entre

tecnologías va a estar en la energía primaria de la que se parta para producir electricidad.

Debido tanto a los progresos tecnológicos, como a la creciente preocupación por el medio

ambiente y al cambio a tecnologías basadas en el gas natural y en renovables se han reducido

los costes fijos a la par que el tamaño óptimo de las centrales de generación, provocando que la

magnitud de las economías de escala se reduzcan.

En cuanto a los canales de distribución es el gobierno quien da la señal sobre qué tipo de

generación es necesaria en cada momento y después son las empresas generadoras las que

ofertan sus proyectos. Por tanto, es el Estado quien tiene la capacidad para determinar en

primera instancia y a largo plazo el mix de generación. A veces el carácter temporal (largo

plazo) de esta decisión, puede resultar una barrera de entrada, debido al riesgo regulatorio.

Mediante el estudio del sector se han detectado otras muchas barreras de entrada, entre ellas

destacamos las siguientes:

Agotamiento de nuevos emplazamientos para desarrollar centrales de cierta tecnología. Si

analizamos este punto por tecnologías tenemos:

Eólica: Si bien casi todos los lugares adecuados para la nueva instalación de este tipo

de energía están ya copados, existe la posibilidad de la repotenciación de los parques ya

existentes. Esta labor se lleva a cabo por las propias empresas generadoras que

instalaron el parque inicialmente, cerrando la puerta a nuevos entrantes.

Hidráulica: Actualmente, todos los emplazamientos propicios para el desarrollo de esta

tecnología están o bien ocupados por centrales ya instaladas o bien no pueden ser

explotados por su valor medioambiental.

Bombeo: Todas las centrales que están en proyecto o próximas a la construcción

pertenecen a la misma empresa, la misma a la que pertenece la central hidráulica

correspondiente, esto hace que al igual que en las anteriores tecnologías la entrada de

nuevos competidores se hace muy difícil. Como se puede ver en la tabla inferior, se

espera que el total de potencia instalada de Bombeo a futuro sea de 8100 MW.


70

Figura 51- Instalaciones de bombeo previstas por REE

En construcción ó próximas a construir En proyecto

La Muela II 840 MW Santa Cristina 750 MW

Jabalcón 550 MW

Moralets II 400 MW

Belesar III 210 MW

Peares III 150 MW

Conchas-Salas 400 MW

Fuente- REE

Una barrera de entrada clara es la existencia de activos estratégicos en manos de empresas

incumbentes, como ejemplo, en el caso anterior, una empresa que posea una central hidráulica

tiene más facilidad para construir un bombeo que otra que no tuviera acceso a lo primero, ligado

a esto y recordando lo analizado en el epígrafe anterior (coste mercado) el precio diario de la

energía está determinado por el pool, en él, todas las centrales independientemente de a qué

empresa pertenezcan ofertan sus costes de operación, de ahí que una empresa que disponga de

muchas centrales con capacidad de marcar precio tendrá más poder de mercado.

En el caso de las centrales eólicas, debido al carácter inestable del viento, puede haber periodos

de tiempo en los que la generación sea muy superior a la demanda y por tanto la centrales

eólicas se vean obligadas desperdiciar parte de su producción eléctrica.

La supuesta integración vertical que presentan algunas empresas puede dar lugar a subsidios

cruzados y a información privilegiada. Un ejemplo sería, que una empresa que tiene tecnologías

de generación diferentes puede operar ó dejar de operar con una en beneficio de otra, en

contrapartida la separación de funciones que se establece en la Ley del Sector Eléctrico intenta

minimizar los riesgos de subsidios cruzados o de discriminación por parte de empresas

verticalmente integradas.

En cuanto a los costes derivados de la regulación y de participación en el mercado, podemos

exponer el caso de los ciclos combinados que debido al auge de esta tecnología en los últimos

años, el excedente de instalaciones que por motivos regulatorios (cumplir con el 20/20/20,

primas a renovables) no pueden funcionar el número de horas para que el que fueron

programadas en un inicio. Es por esto que son las centrales que más caro ofertan en el pool y

por tanto o no entran, o si entran lo hacen con costes que no les permiten recuperar sus costes

fijos (ni de operación).


71

A la presión económica que ejercen los competidores actuales en la guerra de precios en el

mercado se le debe sumar la presión política (por el carácter asocial del incremento de las tarifas

de acceso a los consumidores) que ha derivado en el déficit de tarifa actual, todo ello está

actuando como una barrera de entrada a nuevos competidores.

Y para terminar con este apartado, se puede destacar que otra de las barreras de entrada pero en

este caso orientada hacia los generadores extranjeros es la escasa capacidad de interconexión

peninsular.

3.1.2.4. Productos sustitutos.

Como principal sustituto a la generación tradicional se encuentra la generación distribuida. Se

conoce como generación distribuida al conjunto de equipos de pequeña potencia centralizados

en los centros de consumo. Aunque la expansión de este tipo de generación todavía está en su

fase más inicial, factores como el cambio climático, la fiabilidad de suministro y la

liberalización del sector, representada por promotores independientes buscan inversiones más

reducidas y con corto plazo de ejecución, promueven su desarrollo.

Dentro de este tipo de generación se engloban tecnologías todavía en fase de aprendizaje, como

microturbinas, pilas de combustible, minieólica, tecnología de hidrógeno, etc.

Si centramos nuestras expectativas en un futuro más cercano, producto de las características de

la actividad de generación como la volatilidad de las renovables, la necesidad de igualar

generación a demanda y la incapacidad de almacenamiento, es necesario que coexistan todo tipo

de tecnologías. Pese a esto, la tendencia es que algunas de ellas, como las derivadas de

combustibles fósiles desaparezcan en beneficio de tecnologías de carácter menos contaminante.

Actualmente existen diversos tipos de tecnologías en desarrollo, de entre ellas podemos destacar

captadores de CO2 y tecnologías del hidrógeno, concentradores solares, pero todas ellas en fase

aún experimental.

3.2. Operación del sistema y red de transporte

La red de transporte es el soporte físico mediante el cual el operador del sistema, a partir de

ahora OS, lleva a cabo la gestión técnica del sistema. Se considera una herramienta básica para

garantizar la independencia del mismo OS y asegurar el cumplimiento de las órdenes en cuanto

a operación y mantenimiento.

En España, seguimos el modelo de organización TSO (Transmission System Operator),

modelo común en sistemas liberalizados con una estructura anterior de monopolio nacional. Las


72

actividades de operación del sistema y transporte de la electricidad se realizan a través de un

mismo agente. En este modelo, el operador y gestor de la red es también propietario de las

instalaciones de transporte.

3.2.1. Análisis DAFO:

3.2.1.1. Fortalezas

Que el Operador del sistema sea también el transportista le otorga la entidad necesaria para

evitar la “captura” del OS, garantizar el conocimiento de la red a operar así como asegurar

el cumplimiento de las órdenes de OS en cuanto a operación y mantenimiento de la red, ya

que la planificación de las redes a largo plazo favorece el desarrollo de las redes a futuro.

En la actividad de transporte no tiene sentido realizar varias redes de alta tensión

redundantes, por este motivo se considera como un monopolio natural. Esto puede

considerarse tanto una fortaleza como una debilidad, fortaleza desde el punto de vista del

aprovechamiento de las economías de escala y debilidad desde el punto de vista del riesgo

al retorno de la inversión en redes.

Si nos centramos ahora en la retribución de la actividad de transporte, tenemos que destacar

que busca incentivar una gestión eficiente, por eso además de un término de remuneración

ligado al valor actualizado de las inversiones y del término que permite recuperar los costes

de operación y mantenimiento existen unos incentivos a la disponibilidad y eficiencia de las

instalaciones.

3.2.1.2. Debilidades

Como se acaba de comentar el transporte es una actividad regulada y además monopolio

natural, por ello existe la obligación en incurrir en inversiones “ruinosas” debido a que el

transportista es el único que puede realizar ese servicio.

Además debido al riesgo regulatorio, puede haber un cambio de estructura y surgir nuevos

competidores, bajar la tarifa y no recuperar costes.

España tiene una baja capacidad de interconexión, se considera casi como una isla

eléctrica. Con un 3,4% de interconexión está lejos de la recomendación del 10%, este factor

reduce la seguridad de suministro.

La lentitud de los trámites administrativos ralentizan todo el proceso de instalación y puesta

en servicio de redes y subestaciones. Ligado a esto podemos hablar de las presiones que

grupos medioambientales ejercen para paralizar o ralentizar las obras. Estos dos factores se

resumen como barreras de entrada derivadas de las excesivas restricciones en las

autorizaciones de emplazamientos para nuevas instalaciones.


73

La lejanía entre la situación de las principales centrales generadoras y de los centros de

consumo incurre en pérdidas para la red de transporte, aunque realmente estas pérdidas sean

más una debilidad para los generadores.

3.2.1.3. Amenazas

En un futuro cuando la Generación distribuida esté establecida implicará que la

generación se sitúe cerca de los lugares de consumo. Esto provocará una pérdida de valor

para las redes de transporte por el desaprovechamiento de la capacidad de transporte ya

instalada.

A tenor de esto surge la siguiente pregunta:

“¿Llegará a ser tan elevado la penetración de generación distribuida como para que la red de

transporte pierda valor?

Se cree que la red eléctrica no perderá valor, en todo caso cambiará de forma, pasando de la

actual estructura de tipo piramidal o jerárquica (uno produce y muchos consumen) hacia un

modelo mallado, donde todos los nodos puedan consumir y producir indistintamente.”

La separación legal entre actividades no elimina el conflicto de intereses de las empresas

eléctricas verticalmente integradas ya que las redes son activos estratégicos para servir a los

intereses comerciales.

3.2.1.4. Oportunidades

Para mejorar las interconexiones, el mallado interno y la fiabilidad de las líneas existentes

en la planificación de REE 2012-2020 se estima que se realizarán:

o 5 nuevas líneas nuevas o de apoyo.

o 3 mallados.

o Desarrollo de dos nuevas interconexiones con Francia.

o Interconexiones subterráneas, las cuales son preferentes desde un punto de vista

físico (medioambiental y constructivo).

o Refuerzos en los sistemas insulares.

La integración segura de las energías renovables no gestionables, será uno de los grandes

retos para la seguridad de suministro eléctrico. Ligado a esto se espera que un mayor

desarrollo de la electrónica de potencia (FACTS), dote a la red de una mayor flexibilidad.

En el futuro el desarrollo de superconductores que proporcionen transmisión sin pérdidas y

del interruptor en continua favorecerán el desarrollo de las interconexiones en continua.


74

La posibilidad de usar las canalizaciones y conductores para las redes de

telecomunicaciones puede reportar beneficios económicos en las actividades tanto de

transporte como de distribución.

Según el Anteproyecto de ley (Mayo 2011) se promueve la integración de los distintos

mercados internos de los estados miembros de la UE, la coordinación de las operaciones de

transporte a nivel transfronterizo y refuerza el papel de los órganos reguladores y su

independencia.

“Anteproyecto de ley (Mayo 2011), el gobierno pretende avanzar en el modelo de separación

de las funciones de operación de sistema y transporte hacia el denominado ISO, este modelo

permite a las empresas integradas verticalmente mantener la propiedad de sus activos, aunque

un gestor de red independiente se ocupará del transporte. En cuanto al modelo ITO-ISO, las

empresas integradas verticalmente también pueden mantener la propiedad, siempre que se

garantice separación efectiva de intereses, con normas de equipamiento, personal e

identidades distintos para cada uno de los departamentos encargados de la gestión de redes. “

Figura 52- DAFO Transporte

FORTALEZAS DEBILIDADES

Planificación de las redes a largo plazo. Obligación de incurrir en inversiones que no

reporten beneficios.

Actividad regulada. Monopolio natural.

Economías de escala.

Realentización trámites administrativos y

presiones grupos ecologistas.

Incentivos a la disponibilidad de las

redes.

Riesgo regulatorio

Baja capacidad de interconexión implica menos

seguridad de suministro

OPORTUNIDADES AMENAZAS

Planificación REE , desarrollo

interconexiones, mallados..

Generación distribuida

Desarrollo tecnológico FACTS Interés de las empresas en las redes como

activos estratégicos

Interconexiones en cc, investigación y

desarrollo.

TRANSPORTE


75

3.2.2. Análisis 5 fuerzas de Porter

3.2.2.1. Proveedores:

Red Eléctrica de España (REE), es como se ha comentado antes, la empresa encargada de

gestionar la red de transporte al completo.

Los principales proveedores estratégicos para REE son los suministradores de servicios, como

por ejemplo, las empresas eléctricas que gestionan los desarrollos de las redes, las empresas de

ingeniería para la elaboración de los proyectos de ejecución, así como empresas constructoras

que realizan la obra civil y los suministradores de materiales como ABB, Siemens, Prismyan,

General Cable Schneider,General-Electric, etc. Existen muchas empresas de este tipo, por tanto

una baja concentración de proveedores hace que el poder de negociación de los mismos sea

menor.

Los proveedores para el operador del sistema, como se ha analizado en apartados anteriores,

son los generadores ya que proporcionan la energía necesaria para realizar los ajustes y

favorecer tanto la seguridad de suministro, como un seguimiento volátil de la demanda. El

grado de concentración de estos clientes es elevado, ya que son 6 empresas las dueñas de todas

las centrales de generación capaces de proveer la energía necesaria al operador del sistema.

3.2.2.2. Clientes:

Los clientes de la red de transporte son tanto los consumidores últimos como

los centros de generación que solicitan acceso a la red de transporte. Estos últimos, ya que para

evacuar su energía precisan de un punto de acceso a la red de transporte, y los consumidores

finales, ya que son los que pagan a través de la tarifa de acceso los costes de las redes.

La competencia entre los dos tipos de clientes no tiene sentido en este caso, ya que, provienen

de actividades independientes.

Además la red de transporte por ley debe llegar a todos los centros de consumo de España, tanto

a los núcleos cercanos a las ciudades, subestaciones de transformación a tensión de distribución,

como a las zonas rurales.

Las tarifas de acceso son únicas en todo el territorio español, independientes de la economía y

geografía de los consumidores y deben calcularse para cubrir los costes de inversión, de

operación, mantenimiento y de gestión de las redes.


76

Si observamos la siguiente figura, dentro de la estructura del escandallo de costes, el %

dedicado al transporte supone un 8,5% del total, después de la prima a renovables, la actividad

de distribución y el déficit acumulado de otros años.

Figura 53- Liquidaciones CNE

Fuente CNE, MYTIC (prevision 2010)

En cuanto al coste de cambio para los clientes, observamos que no existe, de momento ningún

coste de esta naturaleza mientras no se cambie de modelo organizativo (de TSO a ITO ó a ISO).

Sin embargo si se analiza desde el punto de vista de la empresa transportista, el coste de la red si

varía en función de la localización del consumo. Coste de las líneas, los apoyos, y de la obra

civil.

En cuanto a la información a los clientes, REE debe proporcionar datos muy relevantes para las

instalaciones que se van a conectar a la red, como pueden ser la potencia de cortocircuito en el

punto de la conexión, previsión de desarrollo de red, etc.


El carácter de monopolio natural de la red de transporte, favorece el aprovechamiento de las

economías de escala, mientras que la inviabilidad económica de construir líneas de transporte

redundantes se alza como la barrera de entrada más importante.

A futuro, un desarrollo elevado de las interconexiones internacionales, podría provocar la

creación de una red común europea de transporte, e introducir, la competencia de algún modo


77

en el sistema organizativo de la red de transporte actual. Este tema se desarrollará más

ampliamente en el Capítulo 5.

3.2.2.4. Productos sustitutos

En un futuro cuando la Generación distribuida, esté establecida implicará que la generación se

sitúe cerca de los lugares de consumo. Esto provocará, como se ha comentado en el apartado

3.2.1.3, un cambio en la estructura actual de la red, pasando de ser piramidal (uno produce y

muchos consumen) hacia un modelo mallado, donde todos los nodos puedan consumir y

producir indistintamente.

3.3. Distribución:

La actividad de distribución de energía eléctrica se ocupa de transportar la energía eléctrica

desde los puntos de conexión con la red de transporte generalmente subestaciones hasta los

consumidores finales.

Las empresas distribuidoras no sólo realizan las funciones técnicas de planificar las redes,

encargarse de su desarrollo y realizar las obras, explotación y mantenimiento, sino que además

desempeñan la función comercial de atención a sus clientes, midiendo y facturando los

consumos, la conexión a la red de nuevos clientes y la resolución de quejas en relación a la

calidad.

La distribución es un monopolio natural regulado al igual que el transporte. Además presta un

servicio esencial, por lo que la competencia entre redes de distribución es económicamente

ineficiente.

En España, en las empresas distribuidoras con más de 100.000 clientes conectadas a sus redes

son Iberdrola Distribución Eléctrica S.A.U., Unión Fenosa Distribución, S.A., Hidrocantábrico

Distribución Eléctrica, S.A., E.ON Distribución, S.L. Endesa (peninsular y extrapeninsular),

FEVASA y SOLANAR. Y 365 empresas distribuidoras con menos de 100.000 clientes.


78

3.3.1. Análisis DAFO:

3.3.1.1. Fortalezas

La distribución es también un monopolio natural y al igual que en el transporte no es

económico hacer dos redes redundantes.

Existen también incentivos por calidad.

Las empresas distribuidoras son las encargadas de la medición de suministros, por lo que

tienen toda la información relativa a los perfiles de demanda.

La integración vertical entre comercializadoras, generadoras y distribuidoras es una

fortaleza para las empresas incumbentes, pero sin embargo, es una debilidad para el

mercado.


No existe competencia, luego al igual que ocurre con la actividad de transporte el coste lo

afronta la propia distribuidora.

Pérdidas de energía en la red de distribución.

El esquema de retribución de las redes de distribución está basado en los costes de

inversión, operación, mantenimiento y gestión comercial, esta retribución es fijada

anualmente por el MITYC y por el Regulador cada 4 años y se actualiza cada año

teniendo en cuenta la evolución del IPC (índice de precios de consumo), y del IPI (índice de

producción industrial).

Las distribuidoras deben responder en condiciones de igualdad a todas las solicitudes de

acceso y conexión y no todas ellas tienen el mismo coste.

3.3.1.3. Amenazas

El desarrollo futuro de Smart grids, implica una inversión en tecnología, I+D y desarrollo

de las redes muy elevada. Existe la amenaza de que si no se instaura un marco empresarial

adecuado el sistema económico-empresarial puede verse repercutido negativamente.

La instalación de los nuevos modelos de contadores pueden verse como una barrera de

entrada si no se compatibilizan con los actuales. Además el sector de empresas dedicadas a

la toma de medidas eléctricas puede verse sustituido. Sin embargo, esta amenaza puede

verse también como una oportunidad para crear mercado en torno a las nuevas soluciones

tecnológicas, que están empezando a proponer hoy día. Más en concreto, se puede destacar

que se ha creado una normativa común que deben cumplir todos los fabricantes de

contadores inteligentes y concentradores, con el fin de crear un mercado abierto que

proporcione la oportunidad de competir en calidad de las soluciones tecnológicas y precios.


79

Una mejor gestión de la demanda puede conllevar a la reducción de la inversión en

distribución.


Los incentivos en calidad repercuten favorablemente en la retribución de la distribución.

En un futuro, podrá llegarse a un mercado único europeo de gas y electricidad, para soportar

este avance las redes deberán reforzarse para que su estado técnicamente hablando, no sea

un inconveniente.

El desarrollo de las smart grids, están abriendo camino a la compartición de las

canalizaciones, conductores y demás instalaciones, con las redes de telecomunicaciones.

Este desarrollo, a su vez, lleva ligado mejoras en las redes, un menor coste de

mantenimiento, monitorización y mejor gestión de la red.

Integración total de las fuentes de energía.

Reducción de las pérdidas.

Optimización de los flujos de electricidad.

Optimización de la operación para satisfacer los consumos con menores requerimientos de

activos.

Mayor fiabilidad de las redes.

Mayor observabilidad y gestionabilidad.

Figura 54- DAFO Distribución.

FORTALEZAS: DEBILIDADES:

Monopolio natural, economías de escala. No existe competencia.

Portadores de la información que caracteriza

los perfiles de la demanda.

Esquema de retribución basado en costes que

regula el MITyC. Variación en función del IPC, IPI.

Incentivos en calidad. Respuesta en condiciones de igualdad a todos los

consumidores.

Integración vertical. Calidad de las redes

OPORTUNIDADES: AMENAZAS:

Incentivos en calidad. Inversión económica que supone el avance.

Incentivos Smart Grids. Incentivos desorbitados que hagan que la nueva

industria se desarrolle a un ritmo inadecuado. Integración total de las fuentes de energía. Mejora gestión de la demanda, menos necesidad

de inversión en las redes de distribución.

Aumento de la gestionabilidad.

Reducción de las pérdidas.

Optimización de la capacidad.

Aumento de la fiabilidad de las redes.

Uso de instalaciones, redes, por sector

telecomunicacions.

DISTRIBUCIÓN:

Capítulo 3- Análisis de la competitividad Capítulo

80

3.3.2. Análisis 5 fuerzas de Porter


En la actividad de distribución son proveedores, aquellos agentes que proporcionan energía,

como es el caso de la red de transporte, las instalaciones que se encuentran dentro del régimen

de generación distribuida y se conectan directamente a las redes de distribución, la regulación y

las empresas de tecnología.

Proveedores de regulación

Como la red de distribución es un monopolio la regulación debe asegurarse que la

distribuidora recupera sus costes de inversiones en refuerzos y nuevas instalaciones de red;

costes de operación y mantenimiento de las instalaciones de red; costes de las pérdidas de

transportar y distribuir la energía por la red; costes de atención comercial: lectura, facturación,

como de que las tarifas de acceso no sean muy elevadas para el consumidor final.

No tiene sentido hablar en este apartado de grado de concentración de los proveedores de

regulación, ya que por un lado es el Ministerio de Industria, Tursimo y Comercio, el que

establece y controla las tarifas de retribución, mientras que la CNE, ente regulador de los

sistemas energéticos, opera fundamentalmente como un organismo consultivo.

Proveedores de tecnología

A la hora de enfocar la red de distribución hacia el nuevo concepto de “Smart Grids”, implica

que ya que como el grado de modernización en las redes de distribución es menor que en el caso

de las redes de transporte, la inversión que ha de acometerse será mayor. Son diversas empresas

las que están llevando a cabo el desarrollo de la tecnología smart, pero este sector está aún por

madurar.

Proveedores de energía

Típicamente los proveedores de energía a la red de distribución, serán la red de transporte, otras

redes de distribución de diferentes empresas y generadores de pequeña potencia, (generalmente

menores de 50 MW), denominados como generación distribuida.

a) La red de transporte, provee de energía a las redes de distribución. La organización

jerárquica de la red eléctrica a través de niveles de tensión, 400/220 kV para el

transporte y a partir 132 kV para la distribución, establece un límite entre ellas, pero


81

cabe destacar, que la remuneración de la red de transporte es mayor que la de la red de

distribución.

En España, la red de transporte y de distribución son actividades separadas, en caso de

que estuvieran integradas verticalmente, como es el caso de Francia, el poder de

negociación para desarrollar nuevas infraestructuras así como el aprovechamiento de

las economías de escala sería mayor.

b) Otras redes de distribución Las redes de distribución de una compañía eléctrica pueden

conectarse también a otras redes de distribución de compañías vecinas, esta conexión

desde el punto de vista técnico, supone una medida de respaldo al suministro.

c) Generación distribuida, son aquellos productores de régimen especial conectados

directamente a la red de distribución. Existen diferentes tipos de tecnologías que se

pueden englobar dentro de la generación distribuida, entre ellas, las turbinas de gas

(ciclo abierto), microturbinas y turbinas de vapor(cogeneración), los ciclos combinados,

los motores alternativos, minihidráulica, eólica, solar, pilas de combustible, volantes de

inercia( Flywheels).

El desarrollo de la Generación distribuida puede motivar el nacimiento de Empresas de

Servicios Energéticos (ESEs), que jugarán un papel decisivo, con el apoyo de los

organismos públicos como el IDAE ó agencias regionales de energía, promoviendo y

facilitando su difusión y conocimiento entre los futuros interesados en la implantación

de las instalaciones contempladas en el real decreto Nov 2011. Este decreto Pretende

propiciar el incremento de instalaciones de microcogeneración y energías renovables en

el sector residencial y terciario modificando profundamente el modelo centralizado de

grandes plantas de generación eléctrica, muy distantes del consumidor final.

Otro aspecto importante que puede determinar la evolución de la generación distribuida,

es el resultado del nuevo decreto del 28-Enero-2012, por el cual se eliminan las primas a

la generación renovable, por tanto se espera que la inversión en tecnologías de “régimen

especial”, se reduzca considerablemente. En España, podría asimilarse la generación

distribuida al régimen especial, con la cualidad de que no se considera operable.

3.3.2.2. Clientes:

Las distribuidoras, no tienen ningún interés económico en la opción que elija el cliente, ya que

independientemente de ésta cobra lo mismo, ya que su retribución está regulada por el Estado y

tiene las mismas obligaciones en calidad.

Dentro de los clientes de la red de distribución podemos encontrar a los siguientes agentes:


82

Los consumidores que contratan el acceso a las redes directamente con el distribuidor y

la energía con el comercializador.

A las propias empresas comercializadoras, desde el punto de vista de que las

distribuidoras son las portadoras de la información que caracteriza a los perfiles de la

demanda, información valiosa para las comercializadoras, ya que son estas las que con

la información de previsión de demanda compran la energía en el mercado mayorista.

Si lo analizamos desde el punto de vista de la topología de la red, existen dos tipos de

instalaciones de red de distribución en función de la localización del punto de consumo.

En zonas rurales, las redes de distribución se instalan aéreas, siendo más económicas

que las redes subterráneas que abastecen a los centros urbanos.


Al ser un monopolio natural las economías de escala no resultan ser un atractivo para los nuevos

competidores. La actividad de distribución está dominada por 8 grandes empresas (las de más

de 100.000 clientes) se reparten la mayor parte del mercado. La retribución total de estas 8

empresas asciende a 4.635.594 mientras que el resto de distribuidoras, las otras 365 se reparten

en total una retribución de 373.067.326 euros.

Figura 55- Retribución a las empresas distribuidoras.

Fuente- Informe CNE

3.3.2.4. Productos sustitutos:

El desarrollo futuro de Smart grids, implica una inversión en tecnología, I+D y desarrollo de

las redes muy elevada. Existe la amenaza de que si no se instaura un marco empresarial

adecuado, el sistema económico-empresarial se verá repercutido. Se deberá buscar la forma de

consolidar una producción de tecnología nueva, segura y focalizada a largo plazo en España.


83

3.4. Comercialización y mercado minorista:

La comercialización es la actividad mediante la cual el suministro de electricidad se entrega a

los clientes finales a cambio de una retribución económica, ni la calidad ni la garantía de

suministro está en el ámbito de actuación del comercializador.

3.4.1. Análisis DAFO

3.4.1.1. Fortalezas

La estructura empresarial de las comercializadoras permite que una misma empresa puede

aprovechar su estructura comercial para ofrecer distintos productos (gas, mantenimiento de

instalaciones, telefonía...) a los consumidores de electricidad.

Eliminación de las posibles barreras de entrada a la información de los clientes finales.

Que las tarifas de acceso se establezcan en iguales condiciones para todas las

comercializadoras.

Supuesta integración vertical con los generadores.

Debido al gran número de comercializadoras se supone una alta actividad competitiva.


Economías de escala muy limitadas.

La capacidad reducida de interconexión con los países cercanos limita el suministro de

energía y por tanto la capacidad de crear un mercado común que abra la puerta a nuevas

empresas extranjeras.

La fidelización de clientes mediante estrategias agresivas de marketing, puede provocar el

efecto contrario al deseado.

Riesgo regulatorio derivado de que el pago de las tarifas de acceso a las redes esté

establecido por la Administración.

Insuficiente separación entre las actividades de distribución y comercialización, posible uso

de la calidad del servicio como una herramienta comercial, cuando se supone que la

seguridad de suministro es una condición básica que se presupone.

Poco desarrollo de mecanismos de promoción de una participación activa del consumo en el

mercado minorista.

3.4.1.3. Amenazas

Posibilidad de abuso de las comercializadoras dominantes.

Oferta de contratos a muy largo plazo a los consumidores.


84

Flujo de información inadecuado al intentar realizar un cambio de suministrador.

Altos costes de switching.


Las futuras asignaciones de capacidad en las interconexiones favorecerían la entrada en el

mercado de nuevas empresas de comercialización.

La instauración de mecanismos como periodos iniciales de prueba, duración máxima de los

contratos ó posibilidad de rescindir contratos pueden servir de protección contra la

concentración de agentes comercializadores.

La posibilidad de selección de contratos a largo plazo o corto puede suponer una mejora

global de la actividad.

Propiciar la creación de nuevos productos, como distintos tipos de tarifa, contratos, equipos

de medida, combinación de productos como el gas y la electricidad, que impulsen la

competitividad y la industria relacionada.

Figura 56- DAFO Comercialización

FORTALEZAS: DEBILIDADES:

Igualdad de tarifas de acceso. Limitación de suministro debido a la escasa

interconexión.

Empleo de la estructura comercial para

gestionar varios segmentos del negocio

Fidelización o captura del cliente, mediante estrategias

agresivas de márketing.

Capacidad de información al cliente final

Mantenimiento de las tarifas pese al aumento del coste

de producción de energía.

Ingetración vertical Riesgo regulatorio.

Alta competitividad Separación insuficiente con distribución

Poco desarrollo de mecanismos de promoción de

participación activa en el mercado minorista

OPORTUNIDADES: AMENAZAS:

Futuras asignaciones de capacidad en las

interconexiones

Posibilidad de abuso de las comercializadoras

dominantes.

Mercado común europeo, abre la puerta a

nuevas empresas. Contratos a muy largo plazo para los consumidores.

Venta de productos combinados, telefonía -gas-

electricidad

Altos costes de switching, flujos de información

inadecuados.

Mecanismos iniciales de prueba, duración

máxima de los contratos.

Posiblidad de elegir la temporalidad del

contrato

COMERCIALIZACIÓN:

Capítulo 3- Análisis de la competitividad CapítuloCapítulo3 Capítulo

85

Análisis 5 fuerzas de Porter:


Proveedores de energía

Las empresas comercializadoras pueden obtener la energía a través del mercado de producción

en cualquiera de sus formas, (contratos bilaterales, mercado a plazo, subastas CESUR ó

mercado diario).

En cuanto al poder de negociación, hay que destacar sobre todo la importancia de los mercados

a plazo ya que el precio se fija previo acuerdo de los dos agentes. Si se trata de una CUR,

entonces la energía se contrata a través de la subastas CESUR. Las subastas tienen la ventaja de

que permiten obtener un precio de la electricidad competitivo por el que los agentes

participantes se comprometen a suministrar energía durante un determinado periodo de tiempo

al precio resultante de la subasta. Si en cambio la energía es contratada en el mercado libre, el

poder de negociación es nulo ya que el precio de venta es resultado de la mera casación entre

oferta y demanda.

En cuanto al riesgo de integración vertical las actividades de la red están separadas, por lo

que en teoría no puede haber relación entre los diferentes segmentos de las empresas eléctricas.

Proveedores de regulación

Dentro de los proveedores de regulación se encuentran los siguientes:

a) CNE: Órgano encargado de acreditar el cumplimiento de los requisitos establecidos en

caso de que les sea requerido por la Administración competente, el Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio o por la Comisión Nacional de Energía.

b) Para poder adquirir energía eléctrica con el fin de suministrar a sus clientes, las

empresas comercializadoras deberán presentar al operador del sistema y, en su caso, al

operador del mercado y a las empresas distribuidoras, las garantías que

reglamentariamente se establezcan.

Proveedores de red

Para transportar la energía, las empresas comercializadoras hacen uso de las redes de transporte

y distribución mediante la contratación y el pago de los peajes o tarifas de acceso.


86

3.4.1.6. Clientes:

Los consumidores finales podrán elegir entre acogerse a la tarifa o ir a mercado a través de un

comercializador.

Según se cita en el último informe sobre el sector energético español de la CNE, en el sector

eléctrico el mayor número de comercializadores activos se está observando en el segmento de

los consumidores de gran tamaño, los cuales presentan mayor flexibilidad al precio y sin

posibilidad de acogerse a una tarifa regulada. Por otro lado, existe una menor presión

competitiva en el segmento de consumidores domésticos, ya que es una demanda menos

flexible y con mayores costes de cambio de comercializador. Además en este último caso la

entrada de nuevos competidores ha sido reducida y la referencia de precio prácticamente

coincide con la Tarifa de Último Recurso (TUR).

Desde el punto de vista del producto, la electricidad es un bien poco diferenciable, por lo que las

comercializadoras competirán por el liderazgo de precios y por la diferenciación a partir de la

introducción de productos como “gas y electricidad. Ligado a esto hay que destacar que más del

90% de los consumidores de gas y electricidad son suministrados por comercializadores que

pertenecen a grupos empresariales con actividades de distribución de gas y/o electricidad, y que

los principales consumidores de estos tipos de productos pertenecen al segmento doméstico.

Este producto combinado puede ayudar a las comercializadoras a alcanzar su objetivo principal,

el cual consiste en garantizarse una cuota de mercado importante para aprovecharse de las

economías de escala.

Para analizar más en detalle las características fundamentales que rigen la actividad de

comercialización es preciso estudiar primero la estructura del consumo de electricidad. El

consumo nacional se estructura a través de diferentes niveles de potencia contratada.

Figura 57- Número de consumidores según nivel de tensión

Fuente CNE (datos 2010)

94%

6% 0,3%

BT (Pc<10 kW) BT(Pc>10 Kw) AT


87

Como se observa en la figura anterior casi el total de los clientes que contratan las tarifas con las

comercializadoras son de baja tensión y de ellos el 94% tiene derecho a la tarifa de último

recurso, mientras que solo un 0,3% de los clientes pertenecen a alta tensión.

Si en cambio, observamos el siguiente gráfico en el que se representa la energía consumida en

función del segmento de consumo, casi el 49% de la energía ha sido consumida por los clientes

de alta tensión, por tanto el 0,3% de los clientes consume casi mitad de la energía generada.

Figura 58- Energía consumida según niveles de tensión

Fuente CNE

Atendiendo ahora a la facturación media final, se observa que es el segmento de baja tensión el

que presenta mayor facturación media final, dado que el número de consumidores en baja

tensión es el más elevado.

Figura 59- Facturación media final según tarifas de acceso

Fuente- Elaboración propia , datos CNE

Por tanto, hay más consumidores en BT y su facturación es mucho mayor, aunque el consumo

eléctrico sea menor que el consumo de los clientes de AT. Esto viene motivado a raíz de que la

31%

20%

49%

BT (Pc<10 kW) BT(Pc>10 Kw) AT

88,983948

27,90538

2,472218 0,970688 1,71555

BT (< 1 kV) AT1 AT2 AT3 AT4


88

mayoría de los clientes de AT contratan la energía directamente en el mercado ó a través de

contratos a plazo.

Si se analiza ahora el tamaño medio por tarifa de acceso, son los abonados a la tarifa 3.0 en baja

tensión y a la AT 4 en alta los que más MWh consumen por cliente.

Figura 60- Energía consumida total según tarifas de acceso

Según el gráfico siguiente, en baja tensión son los sectores de la administración pública, el

alumbrado, el sector doméstico y el comercio los que más MWh consumen por cliente.

Figura 61- Proporción de consumidores tarifa 3.0 según sector de consumo

Fuente CNE

En cuanto a la cuota de mercado en BT, se destaca que a fecha de 2010 ENDESA e

IBERDROLA poseían respectivamente el 44% (28% a través de la CUR) y el 33% (20% a

través de la CUR). La evolución de las cuotas de mercado de las diferentes empresas se refleja

en la siguiente figura.


89

Figura 62- Cuotas de mercado de las diferentes comercializadoras

Fuente CNE

El segmento de alta tensión (AT4) está formado principalmente por clientes industriales, de los

que destacan la metalurgia no férrea que pese a su reducido número de clientes tiene un

consumo muy elevado, la fundición que por el contrario representa casi el 40% de los

consumidores de este nivel. El mayor número de clientes lo representa el sector de la

producción y distribución eléctrica, pero su consumo apenas representa el 1.1% del total.

Figura 63- Proporción de consumidores tarifa AT4 alta según sector de consumo

Fuente CNE

En el segmento de mercado de alta tensión, la cuota conjunta de las principales empresas

comercializadoras, IBERDROLA y ENDESA, que en 2007 se situaba en el 68%, se ha reducido

al 53% en 2010. Esta disminución ha sido compensada por el crecimiento de otros

comercializadores independientes que han pasado del 2% en 2007 al 20%.


90

Figura 64- Cuota de mercado en AT.

Fuente CNE

3.4.1.7. Competidores potenciales

La actividad de comercialización es una actividad liberalizada, son muchas las empresas que

coexisten en el mercado minorista, por tanto, el aprovechamiento de las economías de escala no

resulta un aspecto atractivo para los competidores potenciales. Sin embargo, el número de

comercializadoras varía en función del segmento de mercado.

Como se ha comentado anteriormente, el segmento de consumo en el que es más fácil la

entrada de nuevas comercializadoras competidoras es en el segmento de demanda de gran

potencia.

En el segmento doméstico, la limitación de entrada de nuevos competidores está marcada por la

similitud de precios con la TUR, lo que deja a los comercializadoras un reducido margen de

beneficio. A favor, hay que destacar que un factor clave para el desarrollo de la

comercialización con consumidores domésticos ha sido la propiedad de las redes de

distribución. Esto ha aportado una demanda crítica de clientes en amplias zonas del territorio.

En cuanto a la integración entre actividades de aprovisionamiento de gas/generación eléctrica y

comercialización se puede decir que ha representado una ventaja importante para los

incumbentes con respecto a los nuevos entrantes, pero esto puede verse mitigado por un

incremento de liquidez y profundidad del mercado mayorista a plazo de electricidad y gas.

Como se ha comentado en el apartado 3.4.2.2 la electricidad como tal es un bien poco

diferenciable, no presenta en sí una potencia de innovación como el sector de la telefonía

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2007 2010

Iberdrola y Endesa

Comercializadoras independientes


91

móvil. En un futuro, el desarrollo de las smart grids, va a fomentar la creación de nuevos

productos más diferenciados enfocados a la gestión de la demanda, medidas de consumo, etc.

3.4.1.8. Productos sustitutos

Como producto sustituto dentro de la actividad de comercialización se podría encontrar la

denominada “Tarifa Regulada”. Esta tarifa estaría gestionada por las distribuidoras desplazando

por tanto a las actuales comercializadoras.

Por otro lado, también hay que destacar la posibilidad del autoconsumo. La capacidad de

generar “in situ” la energía necesaria para el autoabastecimiento podría relegar a un segundo

plano a las empresas comercializadoras.

3.5. RIVALIDAD SECTORIAL

Íntimamente ligado con la economía del país, este sector se encuentra actualmente saturado.

Con la actual crisis económica el consumo eléctrico ha disminuido y en la misma línea el

crecimiento del mercado. Es por esto que la rivalidad es una importante fuerza a analizar.

El sector eléctrico español, es un sector cuanto menos peculiar, en el cual la rivalidad varía

según la actividad.

Generación

Puede decirse que la competitividad en esta actividad presenta un nivel medio. Por un lado la

existencia de un mercado liberalizado permite la participación de un mayor número de

empresas, mientras que por otro la intensidad de capital necesario para acometer las inversiones

es tan elevado que reduce el número de empresas integrantes a las incumbentes.

Tanto es así, que un agente particular interesado en centrales clásicas de combustión, ajeno a

las grandes compañías eléctricas establecidas, no podría competir en precios al no poder obtener

economías de escala en el aprovisionamiento de combustibles.

En cuanto a la fijación de los precios, la coexistencia de un precio casado en mercado con una

tarifa regulada por el Estado obstaculiza el funcionamiento natural del mercado.

Transporte y distribución

En transporte y distribución, la rivalidad entre las empresas es inexistente ya que se rigen bajo

un régimen de monopolio natural. Además estas actividades prestan un servicio esencial, para

el buen funcionamiento de todo el sistema. El conjunto de todo esto provoca que un régimen

diferente del monopolio sea económicamente ineficiente.


92

Comercialización

En el caso de la actividad de comercialización, la existencia de un mercado minorista

liberalizado, facilita la rivalidad entre los competidores. Además, a diferencia de generación, el

número de comercializadoras presentes en este mercado es lo suficientemente elevado como

para decir que existe un nivel de competencia alto.

Se destaca el hecho de que los requerimientos administrativos y económicos para comenzar la

actividad de comercialización sean bajos en comparación con los de la actividad de generación.

Esto implica un continuo nacimiento de nuevos agentes comercializadores, que hacen aumentar

dicha rivalidad, que además se acentúa aún más por la nula diferenciación del producto. De esta

manera, los agentes tratarán de diferenciarse a través de la reducción de los precios finales. Para

ello, tratarán de reducir los costes de adquisición de la energía aprovechando las economías de

escala que proporcionarán los contratos bilaterales con las empresas generadoras.

Así pues, tal y como se comentó anteriormente, hoy en día coexisten dos grandes grupos de

comercializadoras, unas dedicadas a los consumidores de poca potencia, mayoritariamente

acogidos a la Tarifa de Último Recurso y otras enfocadas a los grandes consumidores

industriales.

Capítulo 4- Modelo

93

4. MODELO

El modelo que se plantea ofrece a través de la introducción de las expectativas de inversión en

distribución, transporte y la evolución que se espera de la demanda y de la potencia instalada

según el escenario planteado, ver cuál será el precio de mercado y la composición del mix de

generación de energía para que el margen entre el coste de la energía y los ingresos presente

déficit, superávit ó 0, dentro del horizonte del 2030.

Con todo esto se pueden realizar estudios prospectivos y de planificación del sector, tanto en la

parte como en la no regulada, en esta última dando señales indicativas de necesidad de

generación.

En la siguiente figura se representa el esquema a grandes rasgos del modelo.

Figura 65- Esquema del modelo


Capítulo 4- Modelo

94

Como se observa en el esquema a partir de la tasa de crecimiento de la demanda se establece

cual va a ser la demanda de energía en barras de central y multiplicando este valor por el precio

final que pagará el cliente se obtendrán los ingresos totales del sector.

Los costes del sistema en cambio, se calcularán a partir del coste de la energía generada y de los

peajes de acceso. El primero será el resultado de la energía generada anualmente multiplicado

por el precio del mercado y el segundo será la suma del coste de transporte, distribución, gestión

comercial, primas renovables, costes permanentes, etc.

Siguiendo este esquema se van a definir a continuación cuales van a ser las variables actuantes

del modelo planteado. En primer lugar se realizará una primera diferenciación de las variables

en función de si afectan a la determinación de los ingresos ó de los costes del sistema, para

pasar posteriormente a analizarlos internamente.

4.1. Determinación de los ingresos.

Los ingresos totales vendrán determinados por el producto entre la demanda de energía en

barras de central entre el precio que paga el cliente final.

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑏𝑐 𝐺𝑊𝑕 × 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑐𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 [€/𝐺𝑊𝑕]

4.1.1. Tasa de crecimiento de la demanda.

Esta tasa es la constante fundamental que va a determinar la mayor parte de las variables finales.

Su valor es constante y vendrá determinado por el escenario planteado. A partir de ahora se

denominará TCD [%].

4.1.2. Consumo total de energía.

La tasa de crecimiento medio de la demanda, citada anteriormente, hará evolucionar el consumo

total de energía, según la siguiente fórmula:

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑊𝑕 𝑖 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑊𝑕 𝑖−1 × (1 + 𝑇𝐶𝐷)

Como dato de partida se tomará el consumo final de electricidad de 2011 correspondiente a

255.179 GWh. Además se ha divido este valor entre los principales segmentos de demanda,

Capítulo 4- Modelo

95

consumo doméstico, pymes y consumo industrial. El porcentaje de cada uno de ellos será

25%,30% y 75% respectivamente.

4.1.3. Demanda de energía en barras de central.

Es importante destacar la diferencia existente entre el consumo final de electricidad y la

demanda en barras de central, ya que esta última es el resultado de sumarle al consumo final las

pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución. El consumo de energía eléctrica en

barras de central en 2011 en España ha sido de 260867 GWh.

4.1.4. Punta anual de demanda

El elemento crítico a la hora de dimensionar un sistema eléctrico no es tanto la demanda de un

periodo, si no la punta de máxima demanda del sistema en dicho periodo. Esta magnitud

determina la necesidad de instalación de nuevo equipo generador y el desarrollo de las redes de

transporte y distribución. En 2011, la punta de demanda ha sido de 44.107 MW.

Teniendo en cuenta todo lo anterior, los datos de partida relativos a la demanda serán los

siguientes:

Tabla 1- Variables referentes a la demanda 2011

DEMANDA 2011

Consumo total [GWh] 255.179

Consumo doméstico [MWh] 63.795

Consumo pymes 76.554

Consumo industrial 140.348

Demanda de energía bc [GWh] 260.867

Punta de demanda [MW] 44.107

Fuente – REE y elaboración propia

4.1.5. Precio final que paga el cliente.

Esta será la variable final que vamos a obtener del modelo haciendo que los ingresos obtenidos

sean iguales a los costes finales.

4.2. Determinación de los costes del sistema.

Los costes totales del sistema vendrán determinados por la suma del coste de la energía

generada más los costes de las tarifas ó peajes de acceso.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎[€] = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎[€] + 𝑃𝑒𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜[€]

Capítulo 4- Modelo

96

4.2.1. Coste de la energía generada.

Debido a la dificultad para conocer los costes de generación de cada central, se va a analizar el

coste global de generación según la siguiente ecuación.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑀𝑊𝑕 × 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜[€

𝑀𝑊𝑕]

Siendo el precio de mercado de generación el establecido en el programa P48.

4.2.1.1. Energía generada

Será la variable que represente el total de la energía será generada por los diferentes tipos de

tecnología de generación. La composición del mix de energía (GWh) responderá al mercado y

las limitaciones propias de cada una de las tecnologías.

En 2011, la cobertura de la demanda en términos de energía ha sido la siguiente:

Tabla 2- Generación de energia[GWh] 2011

Generación de energía [GWh]

(datos 2011 - avance estadistico REE) 270.362

Nuclear 57.670

Ciclo combinado 55.074

Carbón 46.427

Hidráulica 27.650

Fuel/gas 7.491

Consumos en generación - 8.043

Hidraulica renovable 5.156

Eólica 42.060

Solar fotovoltaica 7.912

Solar termoeléctrica 2.029

Térmica renovable 4.640

Térmica no renovable 31.646

Consumo bombeo -3.245

Interconexiones internacionales -6.105

Fuente – REE

Capítulo 4- Modelo

97

4.2.1.2. Precio de mercado mayorista.

El precio del mercado mayorista vendrá determinado por el precio de mercado de generación

establecido en el programa P48, e incrementado una tasa en función del escenario propuesto.

4.2.1.3. Potencia instalada.

El total de potencia instalada en 2011 fueron 106.295 MW que se repartieron según la siguiente

tabla. El mix de potencia es determinista, se establecerá a priori a partir de las decisiones de

inversión, según el escenario.

Tabla 3- Capacidad total del sistema [MW] 2011

Capacidad total del sistema [MW]

(datos 2011 - avance estadístico REE)

106.295

Nuclear 7.777

Ciclo combinado 27.123

Carbón 12.210

Hidráulica 17.538

Fuel/gas 5.425

Hidraulica renovable 2.036

Eólica 20.881

Solar fotovoltaica 4.099

Solar termoeléctrica 949

Térmica renovable 1.142

Térmica no renovable 7.115

Fuente – REE

4.2.2. Coste de los peajes de acceso.

El coste de los peajes de acceso, vienen determinados por la adicción de los costes de las

actividades reguladas transporte y distribución, de la gestión comercial, las primas a las energías

renovables, etc. A continuación en la tabla 4 se identificarán cada uno de los componentes que

forman los peajes de acceso.

Capítulo 4- Modelo

98

Tabla 4- Componentes principales de los costes de acceso

Costes de los peajes de acceso

Coste total de transporte

Coste de distribución

Coste de gestión comercial

Prima de régimen especial

Costes permanentes

Déficit de años anteriores

Ingresos por exportaciones

Sistema de interrumpibilidad en el mercado

Diversificación y seguridad de abastecimiento

4.2.2.1. Coste total de la actividad de transporte.

El coste total de la red de transporte será el resultado de sumar, el coste del transporte, con el

coste de las nuevas inversiones en las redes de transporte.

Tabla 5- Coste total de la actividad de transporte 2011

Coste total 1.825.851.860

Coste de transporte 1.722.434.000

Coste de nuevas inversiones 103.417.860

Fuente - REE

A fecha de 2011 los costes de transporte de Red Eléctrica de España, se desglosan en los

términos indicados en la siguiente tabla.

Tabla 6- Coste del transporte actual Red Eléctrica de España 2011

Coste del transporte actual REE 1.722.434.000

REE 1.527.087.000

Resto empresas (Incl. IB pero no Extrapen.) 40.914.000

Total Transporte peninsular 1.568.001.000

Extrapeninsulares 154.433.000

Total Coste transporte (Peninsular + SEIE) 1.722.434.000

4.2.2.1.1. Coste de transporte REE.

Fuente – REE

Capítulo 4- Modelo

99

4.2.2.1.2. Coste de las nuevas inversiones.

Los costes de las nuevas inversiones están formados por los costes de inversión de operación y

mantenimiento y por los costes de estructura. A continuación se establecen los términos que

componen cada partida.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑛𝑢𝑒𝑣𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑂𝑀 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎

a) Costes de inversión:

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛𝑛 = 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑛 + 𝑅𝐴𝐼𝑛

Donde:

- La amortización se valorará contando con una vida útil de 30 años.

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑉𝑅𝐼𝑛

𝑉𝑖𝑑𝑎 ú𝑡𝑖𝑙

- 𝑅𝐴𝐼𝑛 : Retribución acumulada de la inversión

𝑅𝐴𝐼𝑛 = 𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛 × 𝑇𝑅

- 𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛 : Activo neto pendiente

𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛 = 𝑉𝑅𝐼𝑛 + 𝐴𝑐𝑡. 𝑁𝑃𝑛−1 − 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑖

𝑛

𝑖=0

- 𝑉𝑅𝐼𝑛 : Valor reconocido de la inversión, se establecerá como un cuatro por ciento mayor

que la inversión anual, aproximando según la estimación del coste medio ponderado del

capital (WACC, por sus siglas en ingles) realizada por la CNE en su informe del año

2008.

- Inversión anual: Es un dato de entrada, que evolucionará según el escenario planteado

en función de si se acometen o no nuevas inversiones.

b) Costes de OyM: Estos costes reflejan la operación y el mantenimiento de las redes y se

han estimado como la mitad de los costes de inversión.

𝐶𝑂𝑦𝑀 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛

2

c) Costes de estructura: Representarán el 10% de los costes de Operación y

Mantenimiento.

Capítulo 4- Modelo

100

En la siguiente tabla se muestran el total de los costes de las nuevas inversiones a fecha

de año 2011.

Tabla 7- Coste de las nuevas instalaciones 2011

Coste total nuevas inversiones 103.417.860

Inversión anual (M€) [media de 317 mill €] 819.000.000

Valor reconocido inversión (Coste *1,04) 851.760.000

Amortización (vida util media de 30 años) 28.392.000

Activo neto pdte 851.760.000

Retribución acumulada la inversión 38.329.200

Costes de inversión (Amortización + retribución inversión) 66.721.200

Costes de OyM 33.360.600

Costes de estructura (10% costes OyM) 3.336.060

Total 103.417.860

4.2.2.2. Coste de total de la actividad de distribución.

El coste total de la actividad de distribución está formado principalmente por dos términos. Al

primero de ellos lo denominaremos “retribución bolsa” el cual representa la suma de los costes

de inversiones pasadas y de operación y mantenimiento de las redes. El segundo denominado

como “Y” ó aumento de actividad, tiene en cuenta los costes derivados de las nuevas

inversiones, dentro de los cuales se van a tener en cuenta las amortizaciones de los activos

asociados a los incrementos de retribución por aumento de actividad a lo largo de los ejercicios,

partiendo desde el del 2008, ya que se considera que según la normativa actual las inversiones

de ejercicios anteriores ya han sido amortizadas.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛𝑛 = 𝑅𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎𝑛+ 𝑌𝑛

𝑛

𝑖=2008

4.2.2.1.1. Retribución bolsa

Capítulo 4- Modelo

101

Esta partida la conformarán los costes asociados a la retribución a la inversión y la retribución a

la operación y mantenimiento.

𝑅𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎𝑛 = 𝑅𝐼𝑛 + 𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛

Donde:

- 𝑅𝐼𝑛 : Es la retribución a la inversión calculada a partir de la amortización del activo neto

del año n a 40 años y de la retribución financiera del año n.

𝑅𝐼𝑛 = 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑛𝑒𝑡𝑜 + 𝑅𝐹𝑛

Siendo:

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑛𝑒𝑡𝑜 =𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜𝑛

40

𝑅𝐹𝑛 = 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜𝑛 × 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑅𝑒𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛

Se ha considerado una tasa de retribución financiera del 7,43%. El dato del Activo neto

ha sido proporcionado por el departamento de Negocios Regulados de Gas Natural

Fenosa, y la tasa de retribución se ha obtenido a partir del “Informe sobre el sector

energético español “del 7 de Marzo de 2012, de la Comisión Nacional de la Energía.

- 𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛 : Representa el coste asociado a la retribución y al mantenimiento en el año n.

Se ha considerado que esta retribución supone un 35% de la retribución asociada al

coste total de la actividad de distribución.

𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛 = 35% × 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛𝑛

La evolución del coste total de distribución vendrá determinada por la aplicación de una tasa de

actualización denominada como IA a la retribución financiera 𝑅𝐹𝑛 , a los costes de operación y

mantenimiento 𝑅𝑂𝑦𝑀𝑛 y a la amortización del activo neto.

Dicha tasa de actualización se calcula según la siguiente fórmula:

𝐼𝐴 = 0,2 × 𝐼𝑃𝐶 − 𝑋 + 0,8 × (𝐼𝑃𝑅𝐼 − 𝑦)

Donde:

- IPC: Índice de precios al consumidor.

- IPRI: Índice de precios industriales.

Capítulo 4- Modelo

102

- X=0,8%

- I= 0,4%

4.2.2.1.2. Y ó Aumento de actividad.

Este término del cual se ha hablado antes, incorpora de acuerdo con el artículo 8 del Real

Decreto 222/2008 un nuevo inmovilizado a la actividad de distribución asociado al aumento de

actividad, cuya retribución Y tiene en cuenta las amortizaciones de los activos asociados a los

incrementos de retribución por aumento de actividad a lo largo de los distintos ejercicios desde

el 2008, ya que como se ha comentado antes las inversiones acometidas en años anteriores se

consideran amortizadas.

En la siguiente tabla se muestran el total de los costes totales de distribución a fecha de año

2011.

Tabla 8- Coste total asociado a la actividad de distribución 2011

Retribución TOTAL [Mill € ]

4.633

Retribución bolsa 3.918

Retribución Inversión 2.467

Amortización 1.023

Retrib. Financiera 1.444

Retribución O&M 1.451

Retribución Y 716

Y2008 215

Y2009 267

Y2010 234

Fuente – Gas Natural Fenosa

4.2.2.3. Coste gestión comercial.

Este coste trata de reflejar el coste de todos los procesos de gestión que llevan a cabo las

empresas distribuidoras para facilitar un funcionamiento eficiente del sistema. Hay que destacar

que según el Real Decreto Ley 13/2012 de transposición de directivas europeas con afección al

sector eléctrico, este coste se reduce en un 75%.

4.2.2.4. Primas al régimen especial.

Es la variable que representa el coste que le supone al sistema las primas al régimen especial.

El valor acumulado de esta prima a fecha de 2011 es de 6.019.145.000.

Capítulo 4- Modelo

103

Debido a la entrada en vigor de la ley del 27 Enero 2012, por la que se elimina esta prima a las

instalaciones de nueva construcción, se espera que la evolución de esta variable se mantenga

constante o incluso, en los mejores casos presente una tendencia decreciente.

4.2.2.6. Costes permanentes.

Los costes permanentes están formados por las compensaciones a los sistemas extrapeninsulares

e insulares, por los cargos a los presupuestos del estado, por los cargos a las tarifas de acceso,

por la retribución al operador del sistema, a la CNE y por el plan de viabilidad de ELCOGAS.

Se ha considerado que la evolución de estos costes va a permanecer constante a lo largo de todo

el periodo de estudio.

A continuación se muestran cuales han sido los costes reales de estas partidas a fecha de 2011.

Tabla 9- Costes permanentes del sistema eléctrico

Costes permamentes 824.924.000

Compensación extrapeninsular e insulares 760.654.000

Operador del sistema 39.032.000

CNE 25.238.000

Plan de viabilidad de ELCOGAS 66.919.000

Fuente - CNE

4.2.2.7. Déficit acumulado de años anteriores.

Tabla 10- Anualidades del déficit de años anteriores

Anualidades déficit de años anteriores 1.902.342.000

Peninsular 1.736.789.000

Extrapeninsular 165.553.000

Fuente - CNE

4.2.2.8. Ingresos exportaciones.

Ingresos por Exportaciones - 48.900.000

Fuente - CNE

Capítulo 4- Modelo

104

Capítulo 5- Escenario propuesto

105

5. PLANTEAMIENTO Y ANÁLISIS DE ESCENARIOS

5.1. Escenario de evolución tecnológica

El escenario planteado se fundamenta principalmente en el compromiso con la seguridad de

suministro a través de la obtención de un mix de generación eléctrica variado, en la reducción

de la dependencia de fuentes de energías primarias procedentes del exterior, así como en la

adopción de medidas para garantizar una integración segura de generación renovable.

Figura 66- Escenario propuesto.

Fuente- Elaboración propia.

Se van a diferenciar dos periodos temporales que abarcarán desde el 2012 hasta el 2030,

realizando un paso intermedio en el 2020.

Las variables que van a determinar el escenario son la evolución de la demanda, la potencia

instalada y las expectativas de inversión en la red de transporte y distribución. A continuación

se procederá a explicar cada una de estas variables de entrada.

5.1. Evolución de la demanda

Como dato de partida se tomará el consumo final de electricidad de 2011, correspondiente a

255.179 GWh con una tasa de crecimiento de la demanda de un 2% interanual medio.

Se ha divido el consumo total entre los principales segmentos de demanda, consumo

doméstico, pymes y consumo industrial. El porcentaje de cada uno de ellos será 25%,30% y

75% respectivamente.


106

Figura 67- Evolución de la demanda 2011-2030


Es importante destacar la diferencia existente entre el consumo final de electricidad y la

demanda en barras de central, ya que esta última es el resultado de sumarle al consumo final las

pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución. El consumo de energía eléctrica en

barras de central en 2011 en España ha sido de 260867 GWh y evolucionará con una tasa de

crecimiento del 2% al igual que el consumo final. Es por esto que las pérdidas en la red de

distribución y transporte también presentarán una tendencia creciente.

Figura 68- Evolución de la demanda en barras de central


-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

2.0

11

2.0

12

2.0

13

2.0

14

2.0

15

2.0

16

2.0

17

2.0

18

2.0

19

2.0

20

2.0

21

2.0

22

2.0

23

2.0

24

2.0

25

2.0

26

2.0

27

2.0

28

2.0

29

2.0

30

MW

h Consumo total [GWh]

Consumo doméstico

Consumo Pymes

Consumo industrial

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

2.0

11

2.0

12

2.0

13

2.0

14

2.0

15

2.0

16

2.0

17

2.0

18

2.0

19

2.0

20

2.0

21

2.0

22

2.0

23

2.0

24

2.0

25

2.0

26

2.0

27

2.0

28

2.0

29

2.0

30

Demanda de energía en bc Consumo total


107

5.2. Potencia instalada.

5.2.1. Periodo 2011-2020

Se partirá de los datos del mix de potencia instalada en el 2011 establecidos en el avance

estadístico de Red Eléctrica de España. La potencia total instalada pasará de 106.295 MW en

2011 A 133.067 en 2020.

El mix de potencia instalada que se ha propuesto para 2020, se fundamenta principalmente en

la evolución que propone el Plan de Energías Renovables (PER), en la cual la tecnología eólica,

solar fotovoltaica y térmica renovable aumentarán en torno a un 40%, la tecnología solar

termoeléctrica un 80% y la térmica no renovable un 48% y en cuanto a la energía hidráulica el

ascenso será de un 12% y de un 7% en el caso de hidráulica renovable.

Las tecnologías de régimen ordinario sin embargo seguirán una senda diferente. El descenso

más notable lo protagonizarán las centrales de fuel y gas disminuyendo un 50%. La tecnología

de carbón decrecerá un 25% y en el caso de la tecnología nuclear la potencia instalada

disminuirá un 6% derivado del cierre de Garoña. En el caso de la tecnología de ciclos

combinados se ha establecido que la potencia total instalada será un 7% mayor, derivado este

crecimiento de la instalación de un nuevo grupo a lo sumo.

Tabla 11- Potencia instalada 2011-2020

2011 2020

Capacidad total del sistema [MW] 106.295 133.067

Nuclear 7.777 7.317

Ciclo combinado 27.123 29.073

Carbón 12.210 9.158

Hidráulica 17.538 19.900

Fuel/gas 5.425 2.713

Hidráulica renovable 2.036 2.200

Eólica 20.881 35.000

Solar fotovoltaica 4.099 7.250

Solar termoeléctrica 949 4.800

Térmica renovable 1.142 1.950

Térmica no renovable 7.115 13.707 Fuente – PER y elaboración propia


108

5.2.2. Periodo 2021-2030

Partiendo de la situación prevista para 2020, se han analizado dos escenarios secundarios

teniendo en cuenta la hipótesis del alargamiento ó no de la vida útil de las centrales que

cumplen su vida útil. Este grupo incluye a todas las centrales nucleares y de carbón y parte de

las instalaciones de cogeneración.

Como se ha comentado en la introducción histórica, las centrales nucleares actualmente

operativas en España fueron construidas durante la década de los 80. La tecnología nuclear de

estas instalaciones está basada en reactores de segunda generación de agua ligera a presión y

en ebullición (PWR y BWR) y se estima que la vida útil de estas centrales es de 40 años.

Opción I: Cierre de las centrales que cumplen su vida útil.En este primer escenario se considera

que la instalación de nueva generación respondería a las tendencias actuales. De manera que el

déficit de potencia se supliría con ciclos combinados, generación eólica no gestionable, plantas

cogeneradoras y en menor proporción solar y biomasa. Como se puede observar en la siguiente

figura la necesidad de nueva generación a instalar en el sistema eléctrico peninsular hasta 2030

se situará en torno a 40.000 MW.

Figura 69- Necesidades de potencia instalada en 2030 en caso de cierre de centrales nucleares y de carbón al final

de su vida útil.

Fuente – Elaboración propia.

Como se ha comentado en el apartado de “Situación Actual “, la integración de generación

eólica en el sistema eléctrico en condiciones de seguridad requiere por sus características

actuales de funcionamiento, de una tecnología de generación que aporte servicios de regulación

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

2011 2020 2030

Cogeneración, térmica no renovable y fuel-gasTérmica renovable

Solar

Eólica

Hidráulica

Carbón

Ciclo combinado

Nuclear


109

al sistema. Es por esto que en el escenario presentado a continuación se ha considerado la

instalación de turbinas de gas (de arranque rápido) y de instalaciones de bombeo puro que

operan diariamente bombeando en horas valle y generando en horas punta, con el objetivo de

evitar la parada de grupos térmicos en la franja horaria del valle de demanda.

De esta manera, en 2030 la potencia instalada sería de unos 145 MW y quedarán distribuidos

por tecnologías de la siguiente manera.

Figura 70- Potencia instalada por tecnologías en 2030 en el caso 1


En vista de los resultados, el 40% y el 30% de la potencia total instalada corresponderían a la

tecnología de ciclos combinados y a la tecnología eólica respectivamente. Sin embargo, bajo la

hipótesis inicial de preservar la seguridad de suministro, el alto grado de dependencia del gas

resultaría inadmisible.

Se desprende de la evolución de este escenario que es indispensable mantener un mix de

generación variado, con un porcentaje adecuado de potencia de disponibilidad elevada y con

capacidad de aportar regulación al sistema. Es por esto que en la siguiente opción se va a partir

de la hipótesis de mantenimiento de una cantidad significativa de potencia nuclear y de carbón.

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

2011 2020 2030

Térmica no renovable

Térmica renovable


Solar fotovoltaica

Eólica

Hidraulica renovable

Fuel/gas

Hidráulica

Carbón

Ciclo combinado

Nuclear


110

Opción II: Alargamiento de vida útil de las centrales nucleares y de carbón.

Como se ha comentado anteriormente en este escenario se pretende compaginar un alto

compromiso con la sostenibilidad y con la seguridad de suministro. Los altos precios de las

emisiones de CO2 y del gas natural provocarán una aceleración en la innovación tecnológica que

solamente podrá llevarse a cabo si se acomete una fuerte inversión.

El tipo de generación que se integrará en este escenario dependerá de las innovaciones

tecnológicas alcanzadas. Se plantean dos vías de investigación, la primera será el desarrollo de

tecnologías renovables gestionables, es decir, con capacidad de gestionar su energía y la

segunda basada en la obtención de sistemas de captura y almacenamiento de CO2, para

impulsar el uso de la tecnología de carbón limpio.

Por tanto se considerará que a fecha de 2030, se realizarán las inversiones necesarias para hacer

técnicamente factibles los desarrollos tecnológicos que necesitan las tecnologías renovables para

ser gestionadas. Esto provocará un despunte de la generación solar, eólica, de la cogeneración,

de la térmica renovable y de la hidráulica, apoyada esta última por nuevas instalaciones de

minihidráulica y bombeo. Aun considerando que los sistemas de captura y almacenamiento de

CO2 puedan llegar a ser rentables en este periodo de tiempo, se estima que la tecnología de

carbón, permanecerá constante.

Figura 71- Evolución de la potencia instalada de 2011 a 2030


-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

2011 2020 2030


Térmica renovable


Solar fotovoltaica

Eólica

Hidraulica renovable

Fuel/gas

Hidráulica

Carbón

Ciclo combinado

Nuclear


111

A continuación se muestra la tabla de datos asociada a la figura anterior.

Tabla 12- Potencia instalada 2020-2030

2020

2030

Capacidad total del sistema [MW] 133

151.6

Nuclear 7.317 7.317

Ciclo combinado 29.073 34.073

Carbón 9.158 9.158

Hidráulica 19.900 22.900

Fuel/gas 2.713 1.356

Hidráulica renovable 2.200 2.500

Eólica 35.000 38.000

Solar fotovoltaica 7.250 12.000

Solar termoeléctrica 4.800 5000

Térmica renovable 1.950 2.950

Térmica no renovable 13.707 15.000


5.3. Expectativas de inversión en la red de transporte

5.3.1. Periodo 2011-2020

Debido al aumento progresivo de la demanda según la tasa establecida anteriormente (2%) el

sistema requerirá un fuerte desarrollo de la red de transporte que podría consistir en la

repotenciación de hasta un cuarto de las líneas existentes mediante el aumento de la capacidad

de transporte y a su vez un aumento de la capacidad de transformación, como indica el plan de

ampliación de REE para el 2020.


112

Además, para fortalecer la seguridad de suministro se deberán de reforzar las interconexiones

con Portugal y con Francia esta última deberá partir según el “Informe Marco sobre la

demanda de energía eléctrica (CNE)” desde la subestación de Muruarte en Navarra. Esta nueva

interconexión complementaría a la planificada a través de Cataluña que permitirá alcanzar el

objetivo de 4.000 MW de intercambio entre España y Francia a medio-largo plazo.

5.3.2. Periodo 2021-2030

Siguiendo con la evolución del periodo anterior el aumento de la demanda que se plantea en este

escenario va a necesitar del apoyo de una red de transporte más segura y estable. Para su

evolución se deberán realizar una serie de inversiones, que según diversas fuentes, favorecerán

la evolución de los siguientes factores críticos:

A nivel nacional:

Interconexiones en continua (sistema HVDC): La realización de las interconexiones

en continua se usa frecuentemente para interconectar sistemas eléctricos separados

donde no es posible utilizar conexiones tradicionales de corriente alterna, como por

ejemplo enlaces entre sistemas a diferente frecuencia. Los enlaces en continua

permitirán realizar interconexiones a largas distancias y además contribuirán de forma

Importante a controlar las transmisiones de energía, protegiendo la estabilidad y frenado

de las perturbaciones. Lo que resulta será una ventaja para los países eléctricamente

estables y “cuasi-autosuficientes”, será un inconveniente para los más débiles ya que

estas interconexiones aislarán unos sistemas eléctricos de otros, impidiendo que ante

situaciones de falta los sistemas aislados no puedan darse apoyo técnico entre ellos.

Interconexiones con otros países: Siguiendo la tendencia del 2020, se deberán seguir

fortaleciendo las interconexiones de España con Francia, con el fin de mejorar la

seguridad de suministro.

A nivel internacional:

Supergrid europea: El objetivo fundamental de esta gran red será la de interconectar

los grandes parques eólicos del Norte de Europa, con las futuras centrales solares

fotovoltaicas que se extenderán a lo largo del Norte de África. Esta red de

interconexión será de vital importancia para la creación de un mercado común de la

electricidad para todos los miembros de la Unión Europea, así como se deberá crear un

marco regulatorio apropiado.

Esta idea de red global nace de la creciente necesidad de independizarse de fuentes de

energía agotables a través de la integración de generación renovable a gran escala.


113

Como reto hacia un futuro más allá de 2050 se plantea un sistema eléctrico europeo

libre de emisiones de CO2, sin combustibles fósiles, 100% basado en renovables y

nucleares.

Técnicamente, una Supergrid es una red capacidad de transporte a largas distancias muy

elevada, superpuesta a la red de transporte tradicional de igual forma que esta está

superpuesta a la red de distribución. Los elementos fundamentales de los que estaría

compuesta una Supergrid sería de enlaces HVDC de hasta 2000 MW, límite de

capacidad actual. Actualmente no existe interruptor comercial HVDC, pero se tiene

constancia de que los fabricantes están investigando en ello.

Inicio del asentamiento de la solar en el norte de África (Plan solar Mediterráneo)

El Plan solar Mediterráneo es un proyecto ambicioso y de gran complejidad económica,

política a la par que técnica. El objetivo de este proyecto es favorecer el desarrollo

económico del Norte de África y de asegurar el aprovisionamiento energético europeo.

Para ello se propone implantar centrales de producción de energía eléctrica basadas en

tecnología fundamentalmente solar y eólica, principalmente para alimentar los centros

de consumo locales y transferir el resto de energía sobrante al centro de Europa.

Según una de las fuentes entrevistadas, el Plan Solar Mediterráneo requerirá una

inversión de unos 70.000 millones de euros aproximadamente para estar plenamente en

marcha en 2020. De los cuales 50.000 se destinarán a las plantas de generación y 20.000

al desarrollo de la red de transporte, para sumar en total una capacidad de generación de

20 GW.

El papel que jugará España en un futuro si este plan sigue adelante será fundamental.

Ya que la península es una de las principales vías de comunicación entre Marruecos y

el resto de Europa. De hecho, actualmente la conexión entre España y Marruecos es la

única disponible hoy en día.

Con todo lo anterior el aumento del número de las instalaciones conllevará un coste asociado a

las nuevas inversiones y que influirá posteriormente en el coste final de la energía eléctrica.

Partiendo de de las inversiones previstas en el informe nombrado anteriormente, las inversiones

en la red de transporte hasta 2050 seguirá la siguiente evolución:


114

Tabla 13- Evolución de la inversión en transporte

Años Inversión anual

(M€)

2012 800.000.000

2013 600.000.000

2015 300.000.000

2020 300.000.000

2025 300.000.000

2050 300.000.000


Como puede observarse la evolución de las inversiones sigue una tendencia decreciente, ya que

la reducción de la demanda que se está percibiendo estos últimos años hace innecesario

dimensionar la red para aumentos del 3% anual hasta 2020. La razón de que el descenso de las

inversiones sea paulatino en los primeros años es que la totalidad de las mismas están

comprometidas para este año y parte de las del 2013 también, mientras que las de los años

siguientes no. Las inversiones se mantendrán constantes en media hasta 2030 en 300 millones

debido a la necesidad de seguir realizando interconexiones internacionales, de mantener la

seguridad de suministro.

5.4. Expectativas de inversión en la red de distribución

Paralelamente a los cambios en generación, se va a plantear la hipótesis de que el consumo

eléctrico adopte conductas más eficientes. Esto se verá reflejado no sólo en la moderación de

la demanda, sino también en una gestión activa de ésta. Este factor influirá directamente sobre

la necesidad de acometer los siguientes objetivos:

La modernización de la red de baja y media tensión.

La inclusión de las smart grids ó redes inteligentes, no afectarán hasta 2050,

como método para gestionar el autoconsumo, pero sí como vía de operación de

las redes de baja tensión.

Para alcanzar estos objetivos se requerirá de un nivel de inversiones que dependerán en su

mayor medida de las decisiones políticas, debido a que como se ha comentado en apartados

anteriormente la distribución es un negocio regulado.


115

Para analizar los costes de distribución se han introducido como datos de entrada las siguientes

variables:

Tabla 14- Datos de entrada modelo distribución

R 2008 4.061.204

% Costes inversión 65% 2.639.783

% Costes O&M 35% 1.421.421

T RF 7,43%

Vida útil 22

Activo 2008 40.079

Fuente – CNE, Gas Natural Fenosa, Elaboración propia

Donde R2008, es la retribución a la actividad de distribución correspondiente al año 2008. Este

dato junto con el dato del Activo 2008 y el porcentaje de costes de inversión y de operación y

mantenimiento han sido proporcionados por el Departamento de Negocios Regulados de Gas

Natural Fenosa. La tasa de retribución financiera sin embargo se ha obtenido a partir del

“Informe sobre el sector energético Español”, del 7 Marzo de 2012 publicado por la Comisión

Nacional de la Energía (CNE).

5.5. Evolución del precio de la energía en el mercado mayorista

Debido a la volatilidad que puede presentar la evolución de este precio, influenciado por

diversos factores explicados en capítulos anteriores, se ha establecido coherentemente una tasa

de incremento del precio de la energía en el mercado mayorista en torno al 2% en el periodo de

2012- 2020 y del 0,98% en el periodo de 2021-2030.

Se ha establecido que esta variable sea una variable de entrada y de salida como bien se

mostrará en capítulo 6. Aquí se analizará cual será la evolución del mercado mayorista en

función del margen de beneficios o pérdidas que se plantee.

5.6. Incremento del precio del kwh del cliente final

Al igual que la variable anterior, el incremento del precio del KWh del cliente final se plantea

inicialmente como una variable de entrada estimada en un 3% y posteriormente se analizará cual

será su valor real en función del margen estimado.


116

Capítulo 6- Resultados

117

6. RESULTADOS

A partir del escenario planteado en el apartado anterior se han obtenido los siguientes resultados

en cuanto al mix de generación, costes totales del sistema eléctrico, precio medio de la energía y

del cliente final.

6.1. Energía generada y mix de tecnologías de generación

Como se muestra en la siguiente gráfica la evolución de la energía generada partirá en 2011 de

un valor de 217.000 GWh y seguirá una tendencia creciente, que se hará más notable a partir del

2020 y llegará a alcanzar en 2030 en torno a los 400.000 GWh.

Figura 72- Evolución de la generación de energía [GWh]


La cobertura de esta energía por tecnologías seguirá la evolución mostrada en la tabla 16. Se

hace hincapié en las restricciones de generación en función del número de horas que tienen

tecnologías como la eólica y solar, la primera en torno a las 2.500-3.000 h/MW y la segunda

entre 2.000 y 2.500 h/ MW. A partir de estos datos y con el valor de la potencia instalada de

cada tecnología en 2030 se obtienen los siguientes límites superiores en cuanto a la energía

generada por tecnología eólica y solar.

Tabla 15- Límites de generación eólica y solar.

Límites superiores de generación

Energía eólica [GWh] 95.000 114.000

Energía solar [GWh] 30.000 36.000

0 50.000

100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000

Generación de energía [GWh]


118

A continuación se muestra los resultados en cuanto a la cobertura de la generación por

tecnología.

Tabla 16- Energía generada 2011-2030

2.011

2.012

2.013

2.015

2.020

2.025

2.030

Generación de energía

[GWh]

270.362 277.540 284.718 292.970 328.860 376.318 397.747

Nuclear 57.670 57.440 57.210 56.750 55.600 54.782 54.782

Ciclo combinado 55.074 57.072 59.070 63.066 73.056 75.739 80.000

Carbón 46.427 44.777 43.127 39.828 31.579 33.252 36.820

Hidráulica 27.650 28.467 29.284 30.919 35.005 28.695 28.695

Fuel/gas 7.491 7.075 6.659 5.826 3.746 2.809 1.873

Consumos en generación -8.043 -8.146 -8.249 -8.454 -8.968 -8.968 -8.968

Hidraulica renovable 5.156 5.316 5.475 5.794 6.592 6.592 6.592

Eólica 42.060 45.347 48.633 55.207 71.640 83.320 95.000

Solar fotovoltaica 7.912 8.406 8.900 9.887 12.356 13.678 15.000

Solar termoeléctrica 2.029 3.401 4.773 7.518 14.379 7.315 250

Térmica renovable 4.640 5.480 6.320 8.000 12.200 12.093 11.986

Térmica no renovable 31.646 33.237 34.829 38.011 45.968 56.342 66.717

Consumo bombeo -3.245 -4.227 -5.209 -7.173 -12.082 -1.541 -9.000

Interconexiones

internacionales

-6.105 -6.105 -6.105 -12.210 -12.210 -12.210 -12.210

Fuente – Elaboración propia.

Dependencia del exterior:

En cuanto a la dependencia del exterior, factor que incluye tanto el nivel de importaciones de

materia prima como el riesgo de desabastecimiento asociado a cada combustible, se puede decir

que España seguirá teniendo una fuerte dependencia del gas natural y del carbón. Si bien es

cierto, que el abastecimiento del carbón no resulta un factor tan crítico como el del gas natural,

dado que es la materia prima más repartida geográficamente.

La dependencia del exterior como factor de riesgo viene derivado del riesgo-país que sufren

algunos de los países productores de gas natural, petróleo, de los cuales se habla más

detenidamente en el apartado “Poder de negociación de los proveedores”.


119

Figura 73- Cobertura por tecnologías de la energía generada 2030


Avances tecnológicos:

De acuerdo con el escenario planteado y con el objetivo de conseguir más eficiencia en el

consumo de energía primaria y en la operación de renovables, se requerirá introducir al sistema

mecanismos de almacenamiento de energía que permitan a nivel de conjunto convertir en

estable el programa de generación renovable y poder aportar servicios de operación.

A nivel central, las instalaciones renovables incorporarán sistemas de almacenamiento de

energía como bombeos, sistemas inerciales, supercondensadores, etc, distribuidos a lo largo de

todo el territorio y operados por el operador del sistema.

Además se desarrollarán las agrupaciones de generadores de régimen especial junto con bolsas

de consumidores gestionados por el operador de distribución, DSO. Estos servicios podrán ser

prestados por las centrales pertenecientes al segmento de “Generación distribuida”. Centrales de

generación renovable cuya potencia instalada no supere los 20 MW.

14%

20%

9%

7%

0%2%

24%

4%

0% 3%

17%

Nuclear

Ciclo combinado

Carbón

Hidráulica

Fuel/gas

Hidraulica renovableEólica

Solar fotovoltaica


Térmica renovable



120

6.2. Costes totales del sistema

El coste total del sistema evolucionará desde los 38.880 mil millones de euros a 48.842 mil

millones en 2030. A continuación se muestran cuales será la evolución de las diferentes partidas

de costes del sistema eléctrico.

2011 2012 2013 2015 2020 2025 2030

Costes de Transporte 1.825.851.860 1.880.882.587 2.041.783.956 2.208.592.354 2.397.448.189 2.533.914.024 2.634.109.859

Costes de distribución 4.633.484.070 4.600.029.164 4.702.794.724 4.932.228.132 5.526.360.761 6.072.154.414 6.552.598.450

Retribución a la distribución 4.862.115.000 4.862.115.000 4.862.115.000 4.862.115.000 4.862.115.000 4.862.115.000 4.862.115.000

Distribuidores D.T.11 359.174.000 359.174.000 359.174.000 359.174.000 359.174.000 359.174.000 359.174.000

Costes de Gestión comercial 226.591.000 56.647.750 56.647.750 56.647.750 56.647.750 56.647.750 56.647.750

Sistema de interrumpibilidad

en mercado 522.000.000 449.199.200 449.199.200 449.199.200 449.199.200 449.199.200 449.199.200

Diversificación y Seguridad del

Abastecimiento 54.343.000 63.562.759 67.235.757 67.240.484 181.870 188.908 194.974

Moratoria nuclear 54.207.000 63.402.651 67.066.398 67.066.398 0 0 0

2 parte del ciclo de

combustible nuclear 136.000 160.108 169.360 174.086 181.870 188.908 194.974

Prima Régimen especial 6.019.145.000 6.019.145.000 6.019.145.000 6.019.145.000 6.019.145.000 6.019.145.000 6.019.145.000

Costes permamentes 824.924.000 1.962.060.926 1.975.301.120 1.977.603.112 1.981.393.492 1.984.821.295 1.987.775.568

Compensación extrapeninsular

e insulares 760.654.000 1.892.823.000 1.892.823.000 1.892.823.000 1.892.823.000 1.892.823.000 1.892.823.000

Operador del sistema 39.032.000 39.618.000 51.146.596 52.574.114 54.924.617 57.050.277 58.882.291

CNE 25.238.000 29.619.926 31.331.524 32.205.997 33.645.875 34.948.018 36.070.277

Anualidades déficit de años

anteriores 1.902.342.000 1.902.342.000 1.902.342.000 1.902.342.000 1.902.342.000 1.902.342.000 1.902.342.000

Peninsular 1.736.789.000 1.736.789.000 1.736.789.000 1.736.789.000 1.736.789.000 1.736.789.000 1.736.789.000

Extrapeninsular 165.553.000 165.553.000 165.553.000 165.553.000 165.553.000 165.553.000 165.553.000

Exceso de dérficit de años

anteriores 2.089.637 2.089.637 2.089.637 2.089.637 2.089.637 2.089.637 2.089.637

Coste Total Peajes 16.010.770.567 16.935.959.023 17.216.539.145 17.615.087.669 18.334.807.899 19.020.502.228 19.604.102.438

Coste total Generación 14.869.910.000 15.264.708.719 15.972.697.587 17.099.594.571 21.192.182.222 25.740.789.012 28.878.614.073

Total costes sistema eléctrico 30.880.680.567 32.200.667.742 33.189.236.731 34.714.682.240 39.526.990.121 44.761.291.240 48.482.716.511

Demanda (GWh) 260.867 266.084 271.406 282.371 311.760 344.208 380.034

Precio kWh cliente final 0,120 0,127 0,127 0,127 0,127 0,127 0,127

Ingresos 31.304.040.000 33.845.928.048 34.522.846.609 35.917.569.612 39.655.899.106 43.783.316.937 48.340.319.730

Deficit/Superavit 423.359.433 1.645.260.306 1.333.609.878 1.202.887.372 128.908.985 -977.974.303 -142.396.781

ESCANDALLO DE COSTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

Tabla 17- Escandallo de costes del sistema eléctrico español.



121

6.2.1. Coste de los peajes de acceso.

En la figura siguiente puede observarse con más claridad el porcentaje de aportación al coste

total de las partidas fundamentales, estas son la retribución al transporte y a la distribución, el

déficit derivado de años anteriores y la prima al régimen especial.

Figura 74- Porcentaje de los costes del sistema 2030

Además hay que destacar de la tabla 17 que:

El coste de la gestión comercial se reduce un 75% en 2012, pasando de 226.591.000

euros a 56.647.750 euros.

A partir del 2015 el coste por la moratoria nuclear desaparecerá reduciendo la partida

de diversificación y seguridad del abastecimiento en casi un 74%.

En cuanto a la prima del régimen especial, puede verse que permanecerá constante

hasta 2030, al igual que el déficit de años anteriores.

14%

33%

2%

31%

10%

10%

Costes de Transporte

Costes de distribución

Sistema de interrumpibilidad en mercado

Diversificación y Seguridad del Abastecimiento

Prima Régimen especial

Costes permamentes

Anualidades déficit de años anteriores

Exceso de dérficit de años anteriores


122

6.2.2. Coste de la generación vs Coste de los peajes

Como puede analizarse en la siguiente gráfica de 2012 hasta 2015 los costes de generación

serán menores que los costes de los peajes de acceso, para luego incrementarse de forma más

marcada sobre estos hasta 2030. Esto será derivado al incremento de la generación de energía

en ese periodo.

Figura 75- Evolución del coste total del sistema


6.3. Ingresos vs costes del sistema

La evolución de los ingresos se muestra en la tabla 17. Esta será creciente con el tiempo debido

a la también creciente evolución de la demanda en barras de central y del precio del KWh que

pagará el cliente final.

Figura 76- Ingresos vs Costes del sistema


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

2011 2012 2013 2015 2020 2025 2030

M€ Coste Total Peajes

Coste total Generación

Coste total

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

2011 2012 2013 2015 2020 2025 2030

M€

Coste total

Ingresos


123

La diferencia entre estos costes totales y los ingresos darán lugar al déficit ó superávit de tarifa.

A continuación se muestra cual será la tendencia del margen como resultado del escenario

propuesto.

Figura 77- Evolución del margen del sistema eléctrico español.


6.4. Escenario défict y superávit 0.

Con el objetivo de homogeneizar el margen resultante en el apartado anterior se plateará a

continuación un nuevo escenario, cuyos datos de entrada serán los mismos que en el propuesto

en el capítulo 5 añadiendo la condición de que el margen sea nulo. Ahora, las variables de salida

se corresponderán con el precio medio de la energía y del cliente final.

6.4.1. Precio medio de la energía y del cliente final

El resultado del escenario planteado se puede observar en la siguiente tabla. Ambos precios

presentarán una evolución creciente con el tiempo. Se destaca que el precio del mercado de la

energía presentará un crecimiento del 15% mientras que el aumento del precio del cliente final

será de un 5%.

Figura 78- Evolución del precio medio de la energía y del cliente final con margen 0.

2012 2013 2015 2020 2025 2030

Precio kWh cliente final [€] 0,121 0,122 0,123 0,127 0,130 0,128

Precio MWh mercado energía [€] 60,928 60,784 62,472 64,833 65,803 72,247

Deficit/Superavit 0 0 0 0 0 0 Fuente – Elaboración propia

-1.500

-1.000

-500

0

500

1.000

1.500

2.000

2011 2012 2013 2015 2020 2025 2030

M€ Margen


124

ANEXO

125

7. CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y

PROPUESTAS DE DESARROLLO FUTURO.

De acuerdo con lo analizado hasta ahora puede decirse del sector eléctrico español, que es un

sector muy complejo derivado de la interacción cuatro actividades principales de naturaleza es

diferente. Generación y comercialización liberalizada y transporte y distribución reguladas.

La evolución de este sector será por tanto resultado del impacto de las diversas variables

actuantes que ligarán de forma directa ó indirecta estas cuatro actividades.

Dos de las variables críticas son la regulación y la inseguridad jurídica. Hasta hoy el sistema

regulatorio y jurídico español se ha mostrado imprevisible, dando señales equívocas a los

inversores provocando la mayoría de los conflictos a los que se enfrente actualmente el sector.

A continuación se resumirán cuales son estos conflictos y qué recomendaciones se aportan

desde este proyecto.

Es crítica la situación de la tarifa eléctrica, cuyo valor es el resultado de la adicción de

diferentes costes procedentes de una parte regulada y otra liberalizada. La dificultad de

equilibrar estos costes adecuadamente conlleva a la formación de un precio no competitivo.

Como medida se propone separar y reconocer individualmente estos costes regulados y hacerlos

completamente visibles, para poder analizar así que partes deben externalizarse y cuáles deben

ser incluidas.

Como indicador, podría decirse que todos los costes que deberían eliminarse de la tarifa serían

los costes fijos regulados no imputables al sector. Estos son el coste de la CNE, la moratoria

nuclear, las primas a tecnologías y otras partidas que corresponden a temas políticos.

Otro de los temas candentes actuales, es el déficit tarifario que se lleva acumulando desde el

2005, producido no sólo por la estructura de la tarifa eléctrica y la subestimación de los costes

reales del sistema, fruto de la introducción masiva de renovables, si no por la interacción de

diversos factores como las estrategias políticas.

A fecha de hoy se están promoviendo medidas para reducir el déficit de tarifa, entre ellas la

entrada en vigor del RD del 27 de Enero del 2012, por el que se eliminan de manera temporal

las primas a las instalaciones de régimen especial de nueva instalación. Esta medida va a

ANEXO

126

propiciar que el déficit se mantenga constante en los valores actuales, pero para reducirlo y

erradicarlo en un plazo de cinco a diez años, van a hacer falta medidas más drásticas.

En cuanto a las instalaciones de tecnología renovable previas al cambio de ley anteriormente

citado, se espera que en un plazo de dos años hayan alcanzado la madurez tecnológica, por lo

que será de vital importancia para fomentar un mercado competitivo que dejen de tener

prioridad de acceso al pool frente al régimen ordinario.

Como medida salvavidas a estas tecnologías que participan en el mercado desde una posición

de desventaja, en concreto los ciclos combinados, será necesario revisar al alza los pagos por

capacidad. Esta medida permitirá que los ciclos combinados, que proporcionan la flexibilidad y

el respaldo que el sistema eléctrico necesita, recuperen sus costes fijos. En línea con esto,

también se cree necesario revisar las restricciones que limitan la operación de las centrales

térmicas de carbón a precios más económicos a favor de las centrales térmicas de carbón

nacional.

En cuanto al debate nuclear, se parte de la idea de que todo tipo de tecnología es necesaria para

fortalecer el mix energético. Se plantea la cuestión de qué hacer a la hora de extender la vida útil

de las centrales, como primera medida podría considerarse la repartición directa del 50% de los

beneficios con el sistema, o según el modelo regulatorio expuesto por José Ignacio Pérez

Arriaga, la fijación de un precio objetivo en el pool un porcentaje por debajo del marginal.

En la actividad de transporte, durante esta época de mínimos, las inversiones deben mantener el

carácter productivo y generador de empleo, pero sin perder cierto carácter selectivo a la hora de

llevar a cabo proyectos que mejoren los costes del sistema y de las industrias consumidoras.

Para mantener y mejorar la red de suministro será necesario seguir desarrollando las

interconexiones con Francia. Y en cuanto a la eficiencia energética será importante buscar vías

de desarrollo. Es poco rentable a corto plazo, pero a medio y largo plazo, es fundamental para

lograr un sistema energético sostenible. Y más que su aplicación directamente en el sector

energético, es fundamental su aplicación tanto en el sector de la construcción (eficiencia

energética en edificios), como en el del transporte (de mercancías).

Como conclusión, es conveniente recordar que para que la industria nacional pueda disponer de

un nivel razonable de competitividad y sostenibilidad económica a largo plazo, será

fundamental disponer de un precio del kWh competitivo. Es por tanto fundamental que la

evolución del mercado energético español permita alcanzar unos niveles de precios razonables y

que potencien esos factores.

ANEXO

127

ANEXOS

1- Esquema general del sector

2- Tabla de costes de transporte

3- Tabla de costes de distribución

ANEXO 1

128

ANEXO 2

129

Constantes transporte

Vida media de activos retribuidos en 2012 (años) 20

tasa retribución [tmonetaria 3 %+1,5] 4,5%

TRANSPORTE(se desprecia el incentivo a la disponibilidad por su

pequeño tamaño) 2.012 2.013 2.014 2.015 2.020 2.025 2.030

Coste del transporte actual REE (decae año a año) 1.722.434.002 1.799.718.513 1.828.615.889 1.886.099.396 1.926.880.941 1.933.407.485 1.921.799.030

REE (Transporte) 1.527.087.000 1.605.053.410 1.634.632.685 1.692.798.093 1.736.989.133 1.746.925.173 1.738.726.213

Resto empresas (Incl. IB pero no Extrapen.) 40.914.001 40.232.101 39.550.201 38.868.301 35.458.801 32.049.301 28.639.801

Total Transporte peninsular 1.568.001.001 1.645.285.511 1.674.182.886 1.731.666.394 1.772.447.934 1.778.974.473 1.767.366.013

Extrapeninsulares 154.433.001 154.433.002 154.433.003 154.433.002 154.433.007 154.433.012 154.433.017

Total Coste transporte (Peninsular + SEIE) 1.722.434.002 1.799.718.513 1.828.615.889 1.886.099.396 1.926.880.941 1.933.407.485 1.921.799.030 Coste de nuevas inversiones

Inversión anual (M€) *media de 317 mill €+ 800.000.000 600.000.000 300.000.000 300.000.000 300.000.000 300.000.000 300.000.000

Valor reconocido inversión (Coste *1,04) 832.000.000 624.000.000 312.000.000 312.000.000 312.000.000 312.000.000 312.000.000

Amortización (vida util media de 30 años) 27.733.333 20.800.000 10.400.000 10.400.000 10.400.000 10.400.000 10.400.000

Activo neto pdte 1.655.368.000 2.223.242.667 2.458.317.333 2.682.992.000 3.650.365.333 4.357.738.667 4.805.112.000 Retribución acumulada la inversión (considerando tasa monetaria 3

%+1,5) 74.491.560 100.045.920 110.624.280 120.734.640 164.266.440 196.098.240 216.230.040

Costes de inversión (Amort + retrib inversión) 102.224.893 156.171.253 187.549.613 208.059.973 303.591.773 387.423.573 459.555.373

Costes de OyM 51.112.447 78.085.627 93.774.807 104.029.987 151.795.887 193.711.787 229.777.687

Costes de estructura (10% costes OyM) 5.111.245 7.808.563 9.377.481 10.402.999 15.179.589 19.371.179 22.977.769

Total 158.448.585 242.065.443 290.701.901 322.492.959 470.567.249 600.506.539 712.310.829

COSTE TOTAL TRANSPORTE 1.880.882.587 2.041.783.956 2.119.317.789 2.208.592.354 2.397.448.189 2.533.914.024 2.634.109.859

ANEXO 3

130

Constantes distribución

R 2008 4.061.204

% Costes inversión 65% 2.639.783

% Costes O&M 35% 1.421.421

T RF 7,43%

Vida útil 22 CNE

Activo 2008 40.079

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030

Inflación 0,036 -0,007 0,023 0,03 0,012 0,015 0,018 0,02 0,02 0,02 0,02

IPRI Bienes de equipo 0,024 0,002 0,005 0,012 0,0072 0,0096 0,0108 0,012 0,012 0,012 0,012

x 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008

y 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004 0,004

Índice de actualización 0,0216 -0,0046 0,0038 0,0108 0,00336 0,00588 0,00744 0,0088 0,0088 0,0088

Índice de actualización

acumulado 1 1,0216 1,01690064 1,020764862 1,03178912 1,03525593 1,04134324 1,04909083 1,09607043 1,14515382 1,19643524

IA =0,2* (IPC -0,8)+0,8*(IPRI-0,4)

Coste distribución

Retribución TOTAL

[ millones de euros]4.061 4.292 4.463 4.633 4.600 4.703 4.815 4.932 5.526 6.072 6.553

Retribución bolsa 4.061 4.073 3.978 3.918 3.883 3.819 3.764 3.714 3.472 3.201 2.899

Retribución Inversión 2.640 2.621 2.533 2.467 2.416 2.347 2.284 2.223 1.914 1.574 1.199

Amortización 1.002 1.024 1.019 1.023 1.034 1.037 1.043 1.051 1.098 1.147 1.199

Retrib. Financiera 1.638 1.597 1.514 1.444 1.383 1.310 1.240 1.172 816 426 0

Retribución O&M 1.421 1.452 1.445 1.451 1.467 1.472 1.480 1.491 1.558 1.628 1.701

Retribución Y

Y2008 219 216 215 216 214 213 213 212 210 208

Y2009 269 267 267 265 264 264 261 258 254

Y2010 234 234 233 232 232 232 231 230

Y2011 171 170 169 163 157 150

Y2012 171 170 167 164 160

Y2013 171 168 165 161

Y2014 169 166 163

Y2015 170 167 163

Y2016 170 167 164

Y2017 171 168 165

Y2018 171 169 166

Y2019 169 165

Y2020 169 166

Y2021 170 166

Y2022 169 164

Y2023 171 165

Y2024 166

Y2025 167

Y2026 168

Y2027 169

Y2028 171

Capítulo 8- Bibliografía

131

8. Bibliografía

Documentos:

1. ALONSO FUENTES, Antonio. “Tesis de Máster, Mercados a plazo de la electricidad en

España”. Septiembre 2008.

2. Asociación española de empresas de ingeniería, consultoría y servicios tecnológicos,

TECNIBERIA. ”Elementos de política energética, la opinión de las empresas españolas de

ingeniería”.

3. Asociación española de la industria eléctrica, UNESA. “Informe eléctrico”, 2010.

4. Asociación española de la industria eléctrica, UNESA. “Memoria anual”, 2010.

5. BARQUÍN, Julián. “La regulación del sector eléctrico”, Universidad Pontificia de Comillas,

2009.

6. BOE-A-2010-20002. Orden ITC/3353/2010.

7. BOE-A-2012-1310. Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de Enero.

8. Club Español de la Energía. “Recomendaciones y actuaciones para activar el desarrollo de

las energías renovables”. Marzo 2010.

9. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Informe marco sobre la demanda de energía

eléctrica y gas natural, y su cobertura” 2011.

10. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Boletín mensual de indicadores eléctricos y

económicos”. Septiembre 2011.

11. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Informe sobre el sector energético español”.

Marzo 2012.

12. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Propuesta de retribución definitiva para el año

2011 y de retribución provisional para el año 2012 por la actividad de distribución de

energía eléctrica de las empresas distribuidoras sujetas a liquidaciones con anterioridad al 1

de Enero de 2009”. Diciembre 2011.

13. Comisión Nacional de la Energía, CNE. “Ley del Sector Eléctrico”.2008.

14. GÓMEZ SAN ROMÁN, Tomás. “Regulación de la distribución de energía eléctrica en

España, principios y mecanismos”. Instituto de Investigación Tecnológica. Universidad

Pontificia de Comillas.

15. Mercado de electricidad, OMEL. “Evolución del mercado de la electricidad en España y en

el MIBEL”, 2010.

16. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. “ Plan de energías renovables 2011-2020”.

Capítulo 8- Bibliografía

132

17. GUILLÉN MARCO, José Antonio. “El sector eléctrico español ante los retos del modelo

energético”. Jornada sobre “El sector eléctrico español ante los retos del modelo

energético”.

18. MORALES, Jorge. “Diez claves para entender el sistema eléctrico español”. Fundación

Ciudadanía y Valores.

19. M.ROMEO, Luis. “Energías y tecnologías”, Curso superior de negocio energético,

Universidad de Zaragoza, CIRCE.

20. PORTER, Michael. “Estrategia competitiva, Técnicas para el análisis de los sectores

industriales y de la competencia. 1995.

21. Red Eléctrica de España. “El Marco Legal Estable, Economía del sector eléctrico 1988-

1997”.

22. RIVERO TORRE, Pedro.”El sector eléctrico en España”. Revista de Economía. Junio 2009.

23. RÝAN MURÚA, Álvaro.” Visión de un distribuidor eléctrico”. Iberdrola

24. SEPÚLVEDA, F.Javier. “Proyecto final de carrera- La Generación distribuida en España”.

Universidad Carlos III de Madrid. 2010.

25. TREBOLLE, David. “Tesis de Master- La generación distribuida en España”. Universidad

Pontificia Comillas. 2006.

Otras fuentes:

1. Red Eléctrica Española.

http://www.ree.es/

http://www.esios.ree.es/web-publica/

2. Comisión nacional de la energía.

http://www.cne.es

3. Energía y Sociedad.

http://www.energiaysociedad.es/

4. Unesa.

http://www.unesa.es/

5. Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

http://www.minetur.gob.es/energia/es-ES/Paginas/index.aspx

6. Club Español de la Energía. ENERCLUB.

http://www.enerclub.es/

7. Operador del Mercado Eléctrico Español.

www.omel.es

http://www.ree.es/

http://www.esios.ree.es/web-publica/

http://www.cne.es/

http://www.energiaysociedad.es/

http://www.unesa.es/

http://www.minetur.gob.es/energia/es-ES/Paginas/index.aspx

http://www.enerclub.es/es/enerclubHome.do?action=viewCategory&idCategoryToShow=10000

http://www.omel.es/

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