eficiencia energética e intensidad de emisiones de gases de efecto ...

2014

eficiencia energéticae intensidad de emisiones degases de efecto invernadero

en España y la UE-15

estudio técnico

observatorio de energía

Índice1 Introducción 5

2 Evolución de los mercados energéticos internacionales 6

2.1. La coyuntura económica mundial y su impacto en los mercados energéticos 6

2.2. Novedades regulatorias con impacto en Eficiencia Energética y emisiones de GEI 12

2.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía 14

2.3.1. Orígenes y precios del petróleo 14

2.3.2. Orígenes y precios de gas natural 17

2.3.3. Orígenes y precios del carbón 20

2.3.4. Energía renovable 24

2.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) 26

2.4.1. Evolución de la intensidad energética 26

2.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero 28

2.5. Comparación de precios de las principales fuentes de energía 30

2.5.1. Formación de los precios de los principales productos petrolíferos 31

2.5.2. Formación de los precios del gas natural 33

2.5.3. Formación de los precios del carbón 37

2.5.4. Formación de los precios de la electricidad 38

3 Evolución del mercado energético en España 40

3.1. Impacto de la coyuntura económica en el mercado energético nacional 40

3.2. Novedades regulatorias con impacto en el mercado energético, la Eficiencia Energética y emisiones de GEI en España 46

3.2.1. Impacto de la regulación energética europea en los niveles de Eficiencia Energética y emisiones de GEI 46

3.2.2. Reforma del mercado eléctrico y eliminación del déficit tarifario 47

3.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía en España 50

3.3.1. Orígenes y precios del petróleo en España 50

3.3.2. Orígenes y precios del gas natural en España 52

3.3.3. Orígenes y precios del carbón en España 54

3.3.4. Energía renovable en España 56

3.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en España 59

3.4.1. Evolución de la intensidad energética en España 59

3.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España 61

4 Evolución de la Eficiencia Energética en España y la UE-15 a través del IE2-R y el IE2-Rpp 64

4.1. Evolución de la Eficiencia Energética interna en España y la UE-15 65

4.2. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector trasporte en España 69

4.2.1. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de pasajeros en España 71

4.2.1.1. Evolución del transporte de pasajeros en coche 73

4.2.1.2. Evolución del transporte de pasajeros en autobús 74

4.2.1.3. Evolución del transporte de pasajeros en tren 75

4.2.1.4. Evolución del transporte de pasajeros en avión 76

4.2.2. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de mercancías en España 77

4.2.2.1. Evolución del transporte de mercancías por carretera 79

4.2.2.2. Evolución del transporte de mercancías por barco 80

4.2.2.3. Evolución del transporte de mercancías en tren 81

4

4.3. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector industrial en España 83

4.4. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector residencial en España 87

4.5. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector de servicios en España 89

4.6. Evolución de la eficiencia en la transformación de energía en España 91

4.7. Evolución de la Eficiencia Energética del pozo al país a través del IE2-R 94

5 Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y la UE-15 a través del I2C-R y el I2C-Rpp 98

5.1. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y en la UE-15 99

5.2. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector transporte en España 106

5.3. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector industrial 108

5.4. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector residencial 110

5.5. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector servicios 112

5.6. Evolución de la intensidad de emisiones de GEI del pozo al país a través del I2C-Rpp 114

6 Proyecciones de la demanda de energía, la Eficiencia Energética y la intensidad de emisiones de GEI en España 116

6.1. Objetivos de la Directiva Europea de ·Eficiencia Energética para España 116

6.1.1. Objetivos nacionales de Eficiencia Energética 117

6.1.2. Sistemas de Obligaciones de Eficiencia Energética 121

6.2. Proyecciones de demanda de energía primaria y consumo de energía final en España 2013-2025 124

6.2.1. Definición de los escenarios de proyecciones 124

6.2.2. Evolución de la demanda de energía final en España hasta el 2025 125

6.2.3. Evolución de la demanda de energía primaria en España hasta el 2025 130

6.3. Impacto potencial de las medidas propuestas para la mejora de la Eficiencia Energética 134

6.4. Proyecciones de la Eficiencia Energética en España hasta el 2025 147

6.5. Proyecciones de las emisiones de GEI en España hasta el 2025 150

7 Conclusiones 153

A Glosario 156

B Bibliografía 161

C Bases de datos para el cálculo de los indicadores 166

D Índice de figuras 168

Eficiencia Energética e intensidad de emisiones de gases de GEI 2014

5

1 Introducción

En 2009 Fundación Repsol inició la publicación anual del Informe Eficiencia Energética e Intensidad de

Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en España y la UE-15, que aportó herramientas cuantitativas

para la medición de la Eficiencia Energética y de la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero,

así como para la identificación y evaluación de las palancas relevantes para mejorar los indicadores de

desarrollo sostenible del país. Cada año, Fundación Repsol ha ido adaptando la correspondiente edición

del informe, con el objetivo de profundizar en los aspectos más relevantes del mismo.

En 2014 la Eficiencia Energética se ha convertido en un tema todavía más relevante en la agenda de la

política energética en España. Durante este año debe comunicarse y negociarse con la Comisión Europea

el marco de implantación de la Directiva Europea de Eficiencia Energética (2012/27/UE), de octubre de

2012. El Gobierno deberá establecer un Plan Nacional de Acción para la Eficiencia Energética.

El Informe 2014 de la Fundación Repsol incide directamente en este contexto, para continuar

contribuyendo al debate sobre la evolución del sistema energético español. En este sentido, esta edición

del Informe incorpora contenidos específicos relativos a la Directiva Europea de Eficiencia Energética y a

su implantación en España.

• Se analizan los objetivos de reducción de la demanda de energía primaria y consumo de

energía final establecidos por la directiva, dentro del contexto energético español.

• Se valora la viabilidad y factibilidad del cumplimiento de dichos objetivos en España

mediante las proyecciones de la demanda de energía primaria y consumo de energía final

(uno de los contenidos ya habituales en el Informe).

• Se analiza el impacto potencial de las distintas iniciativas incluidas en la directiva en la

demanda de energía primaria y el consumo de energía final en España.

Adicionalmente, el Informe mantiene todos los contenidos que lo han caracterizado en sus ediciones

anteriores: la revisión de los mercados energéticos internacionales y español, el estudio de los mecanismos

de formación de precios de la energía, el análisis de los Índices Repsol de Eficiencia Energética e Intensidad

de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, y la proyección de los consumos energéticos en España a

2025. Se completa así una base global de análisis sobre la realidad del consumo energético en España.

Con este informe, Fundación Repsol pretende contribuir al estudio del mercado energético español en

general, y de las tendencias de la evolución de la intensidad energética y las emisiones de gases de

efecto invernadero en particular.

Asimismo, se pretende proporcionar una herramienta útil para el establecimiento y la evaluación de las

políticas energéticas que deban implantarse en los próximos años, en especial en relación a la Directiva

Europea de Eficiencia Energética.

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6

2 Evolución de los mercados energéticos internacionales

En un mundo globalizado en el que la interdependencia económica y energética es cada vez mayor, la evolución

económica global y su influencia en los mercados energéticos tienen impacto considerable en la evolución de la

economía regional o local. Por ello es necesario revisar su evolución antes de proceder a realizar cualquier análisis

detallado de la evolución energética a nivel país. En esta sección del informe se analiza, pues, la evolución reciente de la

economía y de los mercados energéticos mundiales. En primer lugar, se proporciona una visión global de la evolución

de la coyuntura económica internacional y de su impacto en la demanda mundial de energía primaria y su distribución

por área geográfica y tipo de energía.

Se incluye también una revisión de las tendencias y las últimas novedades regulatorias, relativas a Eficiencia Energética,

al uso de la energía y a las emisiones de GEI, introducidas en los últimos meses , así como sus potenciales consecuencias

sobre el consumo y el mix energético a nivel regional y local.

Finalmente, se proporcionan análisis particularizados para cada fuente de energía primaria, tanto fósiles como

renovables, y de su impacto en el mix energético mundial, así como de la evolución de la intensidad energética y de las

emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

2.1. La coyuntura económica mundial y su impacto en los mercados energéticos

El PIB mundial creció un 3,0% en 2013, nivel ligeramente inferior al 3,2% registrado en el 2012. A pesar de este descenso,

el aumento de la actividad registrado en la segunda mitad de 2013 ha despejado los temores de una nueva recesión

mundial y se espera que la actividad continúe aumentando en 2014 y 2015, principalmente debido a la recuperación

de las economías desarrolladas.

El menor crecimiento mundial en 2013, a pesar de la mejora registrada en los últimos meses del año, se explica

principalmente por el débil crecimiento de las economías de los países desarrollados, condicionadas por las necesidades

de consolidación fiscal y el difícil acceso al crédito después del anuncio de la US Federal Reserve de disminución de las

medidas de apoyo, y por los retos que están afrontando las economías de los países en desarrollo, de bajo crecimiento

interno, salvo China.

Se mantiene por lo tanto la tendencia de los últimos años de existencia de dos zonas distintas de crecimiento de la

economía mundial.

Por un lado, los países emergentes, liderados por China e India, continuaron durante 2013 con tasas de crecimiento

superiores a la media mundial, y se ratificaron como las principales áreas de crecimiento de la economía mundial. El

PIB de China e India creció un 7,7% y 4,4%, respectivamente en 2013, muy similares en ambos casos a los crecimientos

de 2012. Estas economías están condicionadas por su dependencia de las exportaciones a países desarrollados y, por

tanto, del mantenimiento del nivel de crecimiento de estos últimos.


7

Por otro lado, los países de la OCDE lograron niveles de crecimiento entre el 1 y 2% (1,3% de media), ligeramente inferiores

a 2012. Así, Estados Unidos presentó una caída significativa del crecimiento de su PIB, 1,9% en 2013 frente al 2,8% en 2012.

A pesar de las agresivas políticas monetarias seguidas por la Reserva Federal, Estados Unidos no está logrando retomar

niveles de crecimiento suficientes para reducir significativamente los niveles de desempleo. Mientras, en Europa, tras la

recesión de los últimos años, la economía ha dado los primeros signos de reactivación en términos relativos durante el

segundo semestre de 2013. No obstante, éstos han sido todavía muy débiles, y las cifras de la Unión Europea son todavía

significativamente peores a las del resto de los países de la OCDE. El PIB de la Unión Europea (UE-28) ha pasado de -0,3%

en 2012 a 0,1% en 2013, alcanzando variaciones intertrimestrales próximas a cero en el segundo semestre, por lo que se

prevé la vuelta a la reactivación con niveles de crecimiento próximos al 1% en 2014. La Unión Europea sigue sufriendo,

especialmente en los países del sur, un contexto de contención del consumo privado y consolidación fiscal.

España, como se discutirá en detalle en el próximo capítulo, no fue ajena a esta dinámica, manteniéndose la caída de la

economía, y presentando uno de los peores comportamientos registrados dentro de los países de la UE.

Por último, después del aumento de actividad registrado en los países desarrollados en el segundo semestre de 2013,

cabe destacar que las previsiones de crecimiento para la economía mundial en 2014 son ligeramente mejores que las

de 2013, esperándose niveles de crecimiento próximos al 3,7%.

Figura 2.1.-a. Evolución del crecimiento del PIB en el mundo

Fuente: Fondo Monetario Internacional (FMI); elaboración y análisis Fundación Repsol

10

15

5

0

-5

Variación interanual del PIB real (%)

Mundo 3,2% 3,0%

Estados Unidos 2,8% 1,9%

España -1,6% -1,2%

India 4,7% 4,4%

China 7,7% 7,7%

2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000

∆ 2013 ∆ 2012

Unión Europea -0,3% 0,1%

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8

Tal como se ha comentado en ediciones anteriores de este informe, el consumo de energía está estrechamente ligado

al crecimiento económico. La demanda de energía primaria a nivel mundial aumentó un 2,8%, cifra ligeramente inferior

al crecimiento del PIB, del 3,0%. Con esto se alcanzaron los 13.750 millones de toneladas equivalentes de petróleo.

Figura 2.1.-b. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por regiones (2000-2013)

1. Otros Incluye Antigua URSS, además de bunkers marinos y de aviación y ajustes estadísticos2. Dato de 2012 extraído en base al informe BP Statistical Review of World Energy June 20133. Dato de 2013 estimado a partir de los datos a nivel nacional de China, Estados Unidos e India, y proyectando para el resto de regiones (excepto la Unión Europea) en funciónde la evolución de su PIB en 20134. Dato 2013 para la Unión Europea estimado a partir de los datos provisionales disponibles para Alemania, Francia, Italia, España, Holanda y Reino Unido, que suponen el 69%del consumo energético de la UE-27Nota: TCMA, Tasa de crecimiento medio anualNota 2: La serie de datos 2000-2011 presenta algunas diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2013, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Key World Energy Statistics – 2013; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Desde el punto de vista regional, el débil crecimiento que experimentaron las economías europeas se reflejó en una

reducción de su demanda de energía primaria en 2013. En lo que respecta a la UE-28, el estancamiento de su PIB (0,1%

de crecimiento) se combinó con una reducción en su consumo de energía primaria (de un 0,6%), aunque la demanda

en algunos países como Alemania se hubiera incrementado. En Estados Unidos, no obstante, la demanda de energía

primaria creció un 2,4%. En las economías en vías de desarrollo, los crecimientos fueron mucho más significativos:

China (7,3%) o India (3,0%).

Media mundial 2,8% 0,4% 1,8%

Evolución de la demanda mundial de energía primaria

Variación(’12-’13)

TCMA(’07-’10)

TCMA(’10-’13)

Tasas de crecimiento

0

8.000

16.000

12.000

4.000 Estados Unidos 2,4% -3,8% -0,4%

Resto Asia Paci�co 1,2% 0,0% -0,3%

Unión Europea -0,6% -3,1% -1,8%

Resto América 1,5% 0,1% 1,7%

India 3,0% 7,5% 3,9%

África 2,9% 2,3% 3,1%

Oriente Medio 4,7% 7,5% 3,4%

Otros1 0,2% -2,4% 1,1%

Demanda mundial de energía primaria (Mtep)

China 7,3% 5,7% 7,6%

20122

16%

13%

23%

8%

12%

6%

20133,4

13.752

12%

16%

8%

13%

2003

10.717

13%

21%

14%

16%

8%

13%

2002

10.362

12%

22%

14%

17%

8%

13%

2001

10.163

12%

22%

14%

17%

8%

13%

2000

10.082

12%

23%

14%

17%

8%

13% 5% 6%

5%

5%

5% 5%

6%

5% 5%

5%

5%

5%

5%

5%

4%

5%

5% 5% 5%

5% 4% 4%

5%

4%

4%

21%

15%

11.246

2004

13%

5%

8%

15%

14%

20%

16%

11.532

2005

13%

5%

8%

15%

14%

19%

16%

11.841

2006

13%

5%

8%

14%

14%

19%

17%

12.121

2007

13%

5%

8%

14%

13%

19%

17%

12.280

2008

12%

6%

8%

14%

13%

18%

19%

14%

12.218

2009

12%

4%4% 5%

5% 5% 5%

5%

13.379

22%

16%

13%

12%

8%

6%

14%

12%

20%

13% 13%

2011

8%

21%

12%

13%

4%

2010

13.113

6% 6%

17%

12.905

8%

17%

-0,5%

+5,6%

+1,6%+2,0%

+2,8%

TCMA

2,7%

TCMA

2,1%

TCMA

2,1%


9

Al igual que para la economía, se mantienen dos zonas claramente definidas; por un lado, los países de la OCDE que reducen

ligeramente o mantienen su demanda energética (excepto Estados Unidos) y, por otro, los países en vías de desarrollo en los

que la demanda de energía crece paralelamente a la economía.

En general, en casi todos los países el crecimiento de la demanda de energía ha sido inferior al del PIB, lo que implica

una mejora, aunque ligera, de la intensidad energética. En la Unión Europea, la evolución de la intensidad energética

ha sido ligeramente decreciente. China presentó crecimientos del PIB y de la demanda de energía primaria en órdenes

de magnitud muy similares (7,7% y 7,3%) mientras que en India la diferencia entre ambos indicadores fue mayor

(4,4% de crecimiento económico y 3,0% de demanda de energía primaria). Por su parte, Estados Unidos incrementó la

demanda de energía primaria en un 2,5%, mientras que su PIB creció algo por debajo, un 1,9%, lo que indica un ligero

empeoramiento de la intensidad energética.

En relación a la demanda de energía primaria por fuente de energía, las variaciones en el peso de cada fuente en 2013 han

sido pequeñas. Las energías fósiles siguen representando más del 80% de la demanda mundial de energía primaria, con

crecimiento del consumo en todas ellas, al igual que en 2012.

Figura 2.1.-c. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por fuente de energía (2000-2013)

1. Dato de 2012 obtenido en base al informe BP Statistical Review of World Energy June 20132. Dato de 2013 estimado a partir de los datos para 2013 disponibles para el petróleo y el gas natural, así como la demanda total proyectada en el apartado anterior. Datos estimados para nuclear, renovables y carbón Nota: La serie de datos 2000-2011 presenta algunas diferencias con la serie publicada en este mismo informe de años anteriores, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Key World Energy Statistics – 2011; Agencia Internacional de la Energía (AIE); Oil Market Report (OMR); Cedigaz; elaboración y análisis Fundación Repsol

5.000

10.000

15.000

0

Demanda mundial deenergía primaria (Mtep)

Petróleo

Carbón

Gas

Renovables

Nuclear

2013e2

13.752

31%

29%

21%

15%

4%

20121

13.379

31%

29%

21%

14%

5%

2011

13.113

32%

29%

21%

13%

5%

2010

12.905

32%

28%

21%

13%

6%

2009

12.218

33%

27%

21%

13%

6%

2008

12.280

33%

27%

21%

13%

6%

2007

12.121

34%

27%

21%

13%

6%

2000

10.082

36%

23%

21%

13%

7%

Evolución de la demanda mundial de energía primariapor fuente de energía (2000-2013) Tasas de crecimiento

TCMA('07 - '10)

Variación('12 - '13)

7,8%

-3,6%

1,3%

3,9%

3,5%

0,5%

2,7%

3,3%

0,5%1,4%

Más del 80% de la demanda de energía primaria se basó en combustibles fósiles

TCMA('10 -'13)

3,8%

0,7%

1,8%

5,5%

-5,6%

TCMA

TCMA

TCMA

2,7%

2,1%

2,1%

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10

El petróleo sigue siendo la fuente de energía más relevante, representando algo más del 30% del mix energético,

seguida por el carbón. No obstante, a pesar de que la demanda de petróleo viene aumentando desde el 2007, lo

hace con niveles de crecimiento inferiores a la demanda total. En consecuencia, su relevancia relativa continúa en

disminución progresiva, habiendo caído del 36% en el año 2000 al 31% actual. Otras fuentes de energía primaria, como

el carbón o las renovables, año tras año van afianzando su relevancia en el mix energético mundial.

El gas natural, por su parte, presentó una tasa de crecimiento media anual del 1,8% entre el 2010 y el 2013, por debajo

de la lograda por el carbón, que fue del 3,8%, en el mismo período. A pesar de la tendencia a la sustitución del carbón

por el gas la producción eléctrica en Estados Unidos, consecuencia de la reducción de precio que ha comportado el gas

no convencional, este efecto ha sido contrarrestado por el incremento del consumo de energía eléctrica de los países

emergentes que, por razones de disponibilidad y precio, han basado su generación en centrales de carbón. Esto ha

determinado el aumento del peso del carbón experimentado desde el 2000 hasta el 2011, cuando alcanza su máximo

peso dentro del mix mundial de demanda de energía, un 29% del total, cifra en la que se sigue manteniendo.

El crecimiento del carbón se ha mantenido (la variación entre el 2012 y el 2013 ha sido de 3,9%, prácticamente

igual que la media del período 2010-2013, situada en 3,8% anual), y se prevé que se vaya reduciendo ligeramente,

como resultado de dos tendencias principales: la apuesta de grandes países emergentes, como India y China, por la

diversificación de su mix de producción eléctrica, y la sustitución de demanda de carbón por la de gas natural, como

resultado del desarrollo del shale gas en EE.UU., debido a su disponibilidad y reducción de precio, cuya producción en

2013 en EE.UU. ascendió a más de 294 miles de millones de metros cúbicos de gas (bcm), lo que supuso más del en 39%

de gas de la producción del país.

En lo que respecta a las energías renovables, con más de un 7% de crecimiento, incrementaron ligeramente su peso en

el mix, pasando de un 13% en 2011 al 14% actual, aunque de manera no homogénea a nivel global, ya que continúan

contando con mayor penetración en las economías desarrolladas.

La energía de origen nuclear vio reducida su contribución a la demanda en un 3,6% en 2013 respecto al año anterior.

En conjunto, la evolución desde el 2010 al 2013 ha presentado una tasa de decrecimiento medio anual de 5,6%, muy

por debajo del crecimiento experimentado en el período 2007-2010, del 0,5%. Esta reducción está relacionada con el

accidente de la central nuclear de Fukushima, en marzo de 2011, que conllevó el cierre temporal de todas las centrales

nucleares de Japón y un estado de escepticismo sobre la seguridad de este tipo de centrales que se contagió al resto

de países. Durante el 2013, no obstante, se han observado las primeras muestras de recuperación con el anuncio de

la futura reactivación del programa nuclear japonés, así como la apuesta por esta fuente en los planes energéticos de

numerosos países. En este contexto, las proyecciones futuras vuelven a contemplar el crecimiento en el medio plazo de

las centrales nucleares, especialmente en los países emergentes con grandes crecimientos de la demanda energética e

interés en reducir su dependencia energética.

Las proyecciones a futuro de la demanda de energía primaria anticipan claras diferencias entre los países desarrollados

y los emergentes. La AIE prevé un estancamiento en la demanda de energía en los primeros, mientras que los países en

desarrollo incrementarán su demanda en tasas anuales medias por encima del 2% (2011-2030), niveles superiores a la

anterior previsión. Así, la AIE estima que el crecimiento en China a 2030 será mayor que el previsto hace un año (2,5%

vs. 2,2% en el informe anterior de la AIE), e igualmente en India (3,4% vs. 3,2%), África (1,8% vs. 1,5%) y América Latina

(2,3% vs. 1,9%).


11

Con respecto a las fuentes de energía, las proyecciones de la AIE prevén una continua reducción del peso del petróleo

dentro del mix energético global, que pasaría de un 31,4% en 2011, a 27,9% en 2030. Esta reducción tendrá lugar en la

utilización para la producción eléctrica, que será cubierta tanto por otros combustibles fósiles (el carbón y el gas) como

por las energías renovables. Según esta previsión, el carbón no sólo mantendrá su peso en el mix sino que lo aumentaría

paulatinamente, llegando a pasar de 28,9% a 29,3% en 2030. Por su parte, el gas natural también aumentaría su peso

en el mix total, pasando del 21,3% de 2011, al 23% para 2030. Las previsiones también son positivas para la energía

nuclear, que crecerá del 5,2% al 5,6% en 2020, y que a partir de ese momento, se mantendrá estable, manteniendo su

peso en el mix hasta 2030. Por último, el mayor crecimiento lo presentan las energías renovables, que crecerán más de

un punto porcentual en 20 años, y alcanzarán el 14,4% en 2030. Estos escenarios están recogidos en la Fig. 2.1-d.

Figura 2.1.-d. Escenario de la AIE de demanda futura de energía primaria mundial

Fuente: ‘World Energy Outlook 2013’; Agencia Internacional de la Energía (AIE); “Current policies scenario”; elaboración y análisis Fundación Repsol

Estos escenarios de demanda de energía primaria de la AIE recogen, pues, las grandes tendencias en materia de fuentes

de energía que ya se vienen intuyendo en los últimos años: el crecimiento de las energías renovables, del gas y de la

energía nuclear y el decrecimiento del petróleo.

5.000

0

2030 2020 2011

China (Mtep)

5.000

0

India (Mtep)

2030 2020 2011

5.000

0

Oriente Medio (Mtep)

2030 2020 2011

5.000

0

Rusia (Mtep)

2030 2020 2011

5.000

0

UE-27 (Mtep)

2030 2020 2011

5.000

0

América Latina (Mtep)

2030 2020 2011

5.000

0

EE.UU.(Mtep)

2030 2020 2011

Gas natural

Petróleo

Carbón

Nuclear

Renovables

0

5.000

2020 2011 2030

Proyección de la demanda de energía primaria mundial por tipo de energía % de demanda por fuente de energía

14,4%

5,6%

29,3%

22,8%

27,9%

13,9%

5,6%

29,2%

21,7%

29,6%

% ‘11 % ‘20 % ‘30

13,2%

5,2%

28,9%

21,3%

31,4%

Crecimiento <1% anual

Crecimiento >1% anual

África (Mtep)

0,1%0,9%

2,5%

1,8%

0,4%

3,4%2,5%2,3%

+74%

+103%+39%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

12

En resumen, la evolución de la demanda de energía durante 2013 reafirmó la existencia de dos dinámicas diferentes en

la evolución del crecimiento económico y la demanda energética a nivel global:

• La de los países en vías de desarrollo, con importantes cifras de crecimiento económico y con fuerte

aumento en la demanda de energía primaria.

• La de países desarrollados, con la excepción de EE.UU., con crecimientos en la demanda de energía

primaria inferiores al crecimiento económico.

2.2. Novedades regulatorias con impacto en Eficiencia Energética y emisiones de GEI

En 2013 se anunciaron nuevas iniciativas regulatorias cuyo objetivo era promover una mayor Eficiencia Energética

y reducir la emisión de gases de efecto invernadero. En este capítulo se revisarán tanto las de alcance internacional

(negociaciones para extender el protocolo de Kioto), como las más relevantes de alcance europeo.

El Protocolo de Kioto fue el primer acuerdo multilateral para combatir el cambio climático. Su objetivo era la reducción

a nivel mundial de las emisiones de GEI en al menos un 5% para 2012, respecto a los niveles de 1990. El Protocolo de

Kioto se adoptó en 1997, pero no entró en vigor hasta febrero de 2005, al cumplirse el nivel de ratificación requerido

para su entrada en vigor.

La adopción de medidas para el desarrollo del Protocolo de Kioto ha venido produciéndose en numerosas conferencias

internacionales, entre las que destacan la Conferencia de las Partes de Marrakech, en 2001, la conferencia de

Copenhague, de diciembre de 2009, o la Conferencia de Doha, en 2012.

A pesar de los numerosos intentos para la aplicación de estas medidas a nivel internacional, el proceso de acuerdos

multilaterales y su aplicación, iniciado en Kioto en 1997, no puede considerarse exitoso hasta el momento. Los

objetivos planteados en su momento no se han cumplido, el grado de adhesión a los mismos por parte de los

distintos países se ha ido reduciendo paulatinamente (con las muy significativas bajas de algunos de los países

mayores consumidores de energía y emisiones de GEI, como Rusia, Canadá o Japón), y los intentos de desarrollar

un nuevo marco de acuerdo, con mayor alcance temporal y geográfico, así como mayor ambición en la reducción

de las emisiones, se han visto frustrados.

El último y más reciente evento internacional al respecto ha tenido lugar en la cumbre de Varsovia, en noviembre de 2013, y

cuyo objetivo inicial era el de acercar posiciones para un acuerdo en 2015 que permita reducir las emisiones a nivel global.

Esta cumbre, con más de 190 países convocados, se concebía como un evento a modo de transición, que encaminase el

establecimiento de nuevos objetivos post-Kioto, previstos para la cumbre de Lima (Perú) en 2014. El objetivo más ambicioso

de la cumbre era avanzar en las negociaciones hacia un gran acuerdo multilateral vinculante para reducir la emisión de

gases de efecto invernadero, que se quiere tener listo en 2015, para comenzar a aplicarse a partir de 2020. Este nuevo pacto

mundial, debería garantizar la inclusión de China, EE.UU., India y Rusia, países que no ratificaron el protocolo anterior.


13

Otro de los objetivos de la cumbre de Varsovia era examinar diferentes opciones para aportar capital privado de apoyo

financiero para que los países en desarrollo dispongan de medios para implementar medidas contra el cambio climático.

Los participantes alcanzaron un acuerdo relativamente modesto, que comprende:

• La redacción de una hoja de ruta, que queda plasmada en un documento con un calendario de trabajo

encaminado a sellar un acuerdo definitivo en un plazo de dos años, en la cumbre de París 2015. Los Estados

asistentes a la cumbre se comprometieron a realizar análisis internos para proponer su contribución

nacional a la solución global. Dichos proyectos nacionales de reducción de emisiones de GEI deberán

ser realizados durante el 2014, antes de la cumbre de Lima, y deberán contener los criterios regulatorios

a establecer en las legislaciones nacionales, con objetivos claros y cuantificados, de forma que se puedan

aprobarse por consenso en la cumbre de París, en 2015.

• La activación de las ayudas a los países más vulnerables: el mantenimiento de un fondo de financiación

a largo plazo de medidas contra el cambio climático, y un llamamiento a los países desarrollados para

contribuir a él a partir de 2020 con recursos tanto públicos como privados.

Estos acuerdos no cumplían las expectativas iniciales de la Unión Europea, pero sí contentaron a gran parte de los

países en vías de desarrollo, especialmente, a India y China.

En relación a la regulación sobre Eficiencia Energética y emisiones de gases de efecto invernadero en Europa, se ha

adoptado legislación vinculante en los últimos años:

• La Directiva 2009/28/CE, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.

• La Directiva 2010/31/UE, relativa a la Eficiencia Energética de los edificios.

• La reciente Directiva de Eficiencia Energética (2012/27/UE), de octubre 2012, que establece un nuevo

marco de medidas para el fomento de la Eficiencia Energética en los Estados miembros.

Esta última directiva se centra en la consecución de ahorro energético por incremento de la eficiencia, tanto en el

suministro como en el consumo de energía. Entre las medidas adoptadas destacan:

• La fijación de objetivos nacionales de demanda energética. Estos objetivos a nivel nacional vienen guiados por

el objetivo global de lograr un 20% de ahorro en términos de demanda de energía primaria o final para el global

de la Unión Europea en 2020, respecto a la proyección del consumo de energía estimada por PRIMES1 en el 2007.

• La creación de una estrategia de renovación de edificios residenciales y comerciales, con la intención

de mejorar la eficiencia del parque inmobiliario. Los organismos públicos deben adoptar una función

ejemplarizante en este sentido, y cumplir objetivos anuales de renovación de los edificios públicos.

• La introducción de obligaciones nacionales de Eficiencia Energética.

• La realización de auditorías energéticas para la identificación de oportunidades de ahorro energético. Las

grandes empresas deben realizar dichas auditorías periódicamente, y las PyMEs son incentivadas a hacerlo.

• El fomento del mercado de los servicios energéticos.

1 PRIMES: Modelo de la Unión Europea

obse

rvat

orio

de

ener

gía

14

• La instalación de contadores inteligentes como medio de información y de control de consumo individual,

a fin de facilitar el ahorro energético de los consumidores finales.

• La promoción de la eficiencia mediante la cogeneración de alta eficiencia y los sistemas urbanos de

calefacción y refrigeración.

Para el cumplimiento de todas las medidas planteadas por la directiva, se proponen mecanismos de financiación

basados en contribuciones financieras y sanciones por incumplimiento.

En resumen, en el ámbito regulatorio se observan dos tendencias distintas en relación a la Eficiencia Energética y la

reducción de GEI:

• El fomento de la Eficiencia Energética es un objetivo común en muchos países y regiones, pero el interés

de muchos de ellos está vinculado más al interés de garantizar el suministro y la independencia energética,

que a una preocupación por el cambio climático, sobre todo, en economías en vías de desarrollo, con

niveles de crecimiento elevados.

• La reducción de gases de efecto invernadero, si bien admitida como deseable por todas las partes, no se concreta en

objetivos cuantificados y compartidos en el medio plazo, fuera de la Unión Europea. Esta parece ser la única parte

con un elevado interés, y que avanza hacia la puesta en marcha de objetivos cuantitativos y medidas concretas.

Hasta el momento, las medidas tomadas en otras regiones se basan en el apoyo a las renovables, con el

fin de reducir la dependencia de las fuentes de energía de origen fósil. Esta inclinación hacia la energía

renovable responde, por tanto, a políticas de garantía de suministro e independencia energética.

En términos generales, existen diferencias entre los países desarrollados y los países en vías de desarrollo en relación

al enfoque regulatorio. Estas diferencias son asumidas a nivel internacional desde hace años, y se mantienen en la

actualidad. Prevalece la visión de que los países desarrollados deben tener una obligación superior en la reducción de las

emisiones de efecto invernadero, mientras que los países en vías de desarrollo deben priorizar el desarrollo económico,

de acuerdo al principio de responsabilidades comunes pero diferenciadas. Los comportamientos agregados de ambos

grupos de países, analizados en la primera sección de este capítulo, ratifican esta realidad.

2.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía

2.3.1. Orígenes y precios del petróleo

El consumo de petróleo confirmó durante el 2013 la recuperación de la tendencia de crecimiento alcanzando niveles

ligeramente inferiores a los anteriores a la recesión de 2008-2009. Concretamente, como se ha visto anteriormente,

la demanda de petróleo a nivel mundial experimentó entre el 2012 y el 2013 una tasa de crecimiento anual del 1,4%.


15

Figura 2.3.1.-a. Evolución de la demanda mundial de petróleo (2000-2013)

Nota: Los datos 2000-2011 varían ligeramente respecto a los publicados en el informe del año 2013, debido a actualizaciones en los datos proporcionados por la AIENota 2: Se incluye solamente el petróleo procedente de las refinerías y los bunkers marinosFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE): demanda mundial total del key world energy statistics, crecimientos 2012-2013 y porcentajes OCDE vs. No - OCDE: OMR (Oil Market Report); elaboración y análisis Fundación Repsol

La recuperación del consumo de petróleo se debió fundamentalmente al crecimiento en los países emergentes (los

países no pertenecientes a la OCDE incrementaron su demanda en un 2,9%, frente al 0,1% en los países de la OCDE).

Niveles de crecimiento en torno al 3% se han producido desde 2000, y se fundamentan en la evolución positiva de las

economías de los países en vías de desarrollo, en los que el consumo ni siquiera se contrajo en el periodo 2007-2009.

En 2013 las tasas de crecimiento del consumo de petróleo en estos países se mantienen en los niveles que han venido

experimentando en 2012.

Se espera que este comportamiento de ambos bloques de países se mantenga en el futuro. La Agencia Internacional

de la Energía estima un crecimiento medio anual de la demanda de petróleo en China e India entre 2010 y 2020 del

3,9% y 2,6% respectivamente, al contrario de la Unión Europea y los Estados Unidos, donde se estiman reducciones de

consumo anuales medias del 1,4% y 0,7% respectivamente.

En lo que se refiere al nivel de precios, el petróleo se mantuvo en 2013 en niveles muy similares a los observados en

2011 y 2012, con variaciones muy poco significativas en los precios medios de los índices de referencia. El precio medio

del Brent en 2013 fue de 108,6 $/barril, y el del West Texas Intermediate (WTI) de 97,9 $/barril.

5.000

4.000

2.000

0

3.000

1.000

2011

4.141

2.167

1.974

2010

4.151

2.211

1.940

2009

4.014

2.141

1.873 2.102

4.075

2.243

1.833

2007

Demanda mundial de petróleo (Mtep)

OCDE

No-OCDE

2013

4.241

2.139

2012

4.182 4.086

2.326

1.760

2000 2008

2.292

1.369

2.139

2.043

3.661

TCMA

TCMA

TCMA



TCMA(’07-’10)

TCMA(’10-’13)

1,6%

0,7%

0,5%

2,9%

0,1%

3,3%

-1,7%

2,7%

-1,1%

obse

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de

ener

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16

Figura 2.3.1.-b. Precios del petróleo en dólares por barril (2002-2013)

Fuente: Energy Information Administration (EIA); elaboración y análisis Fundación Repsol

La evolución de los precios del petróleo de los últimos años presenta tres fases diferenciadas. A partir del máximo

histórico de precios en 2008, la crisis económica de finales de ese mismo año provocó una reducción en el precio de casi

el 80%. Posteriormente, la tendencia de los precios en 2009, 2010 y 2011 fue al alza, experimentando un incremento

del 70% que los llevó a niveles en torno a los 100-110$/barril (Brent). Las principales causas de la subida pronunciada

del precio del petróleo en esos tres años fueron el aumento de la demanda y la necesidad, para satisfacerla, de

iniciar la producción en formaciones más complejas, como los petróleos no convencionales, o en zonas de más difícil

accesibilidad, como aguas profundas, cuyos costes de producción son superiores a los convencionales. No obstante, la

reducción del consumo de productos petrolíferos en la producción de electricidad, por mayor utilización de gas natural

y carbón, ha permitido el mantenimiento de los precios en niveles similares desde 2011.

Por otra parte, durante el 2013 se ha reducido el diferencial de precios de las dos principales referencias de precios del

crudo (Brent y WTI) respecto a las mantenidas en 2012. Históricamente, los precios de los crudos de referencia Brent y WTI

han sido similares. Sin embargo, a partir de finales de 2010 se empezaron a observar desajustes entre ambas referencias.

La causa de las discrepancias, que se acentuaron durante el 2012 (el Brent fue de media un 20% superior al WTI en 2012),

fue, como ya se mencionó en la edición de este informe de 2013, el exceso de crudo en el hub de Cushing (Oklahoma),

punto de referencia para el WTI, por la carencia de infraestructura para su envío a la costa del Golfo de México. Estos

condicionantes logísticos se redujeron parcialmente en 2013, dando lugar al acercamiento de precios ya mencionado.

Evolución del precio medio del barril (2002-2013)-

2010

28% -38% 38% 10% 17% 36% 34% 19% 19%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2011

29% -36% 34% 11% 19% 43% 33% 16% Tasa de crecimiento anual (%) 42%

WTI

2013

Tasa de crecimiento anual (%)

0,3%

-1%

Precio medio ($/bbl)

Precio medio ($/bbl)

99,7 72,3 66,1 56,6 41,5 31,1 26,2 62,0 79,5 94,9 97,9 94,1

2012

4%

-2,7%

61,7 96,9 72,4 65,2 54,6 38,3 28,9 25,0 79,6 111,3 111,6 108,6

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Precio del petróleo WTI y Brent ($/barril)

100

WTI

Brent

Precio máximo WTI : 145,16 $/barril

(14 de julio de 2008)

WTI

Brent

70%


17

Los principales flujos comerciales del petróleo en 2012 muestran que la mayoría de los países exportadores (Oriente

Medio, Rusia, Sudamérica y África) pertenecen al grupo de los países en vías de desarrollo, que se espera que incrementen

su consumo en el futuro). Sin embargo, de las principales regiones importadoras de petróleo, Estados Unidos reduce su

dependencia exterior, Europa la incrementa, aunque ligeramente, y el Este y Sudeste asiático la incrementan también.

Figura 2.3.1.-c. Principales rutas de comercio internacional de petróleo en 2012

Nota: Crudo y productos petrolíferos incluidosFuente: BP Statistical Review, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol

2.3.2. Orígenes y precios de gas natural

La demanda mundial de gas creció un 1,3% en 2013, ligeramente por debajo del crecimiento del año anterior, situado

en el 2,8%. Tras la contracción de la demanda generada por la crisis de 2009, la demanda mundial de gas natural se ha

recuperado. En concreto, entre el 2009 y el 2010, creció un 7,5%. Posteriormente, del 2010 y al 2013, ha crecido en un 1,9%

medio anual, una tasa significativa, aunque menor a la experimentada del 2000 al 2010, que fue de un 2,8% anual medio.

146,5

23,7

51,4

44,8

98,3

26,7

28,8

31,5

51,6

27,3

42,9

20,9

16,8

78,3

22,8

21,1 123,1 108,0

144,4

112,2

176,1

55,4

218,0

49,5

34,5

18,4

28,4

26,8

59,7

286,5

26,4

Mt

EE.UU.

Canadá

México

Sur y Centroamérica

Europa y Eurasia

Oriente Medio

África

Asia Pací�co

22,7

65,5

Principales rutas de comercio internacional de petróleo en 2012

obse

rvat

orio

de

ener

gía

18

El gas natural ha presentado, por tanto, un comportamiento similar al del petróleo en términos de crecimiento. A este

crecimiento han contribuido, además de las propias ventajas del gas como combustible para la generación eléctrica

(mayor eficiencia, menores emisiones contaminantes y de GEI), el desarrollo de las infraestructuras de transporte y

almacenamiento. Por otro lado, el desarrollo de la producción de gas no convencional en Estados Unidos ha permitido

reducir los precios del gas natural y desacoplarlos del precio del petróleo, lo que, junto con sus ventajas de rendimiento,

ha impulsado la reducción del uso del carbón en la generación eléctrica. Al incremento de la demanda de gas natural

han contribuido igualmente las dudas planteadas sobre la energía nuclear a partir del accidente de Fukushima.

Figura 2.3.2.-a. Evolución de la demanda mundial de gas natural (2000-2013)

1. Dato provisionalFuente: Cedigaz; elaboración y análisis Fundación Repsol

La Agencia Internacional de la Energía prevé un crecimiento futuro de la demanda de gas tanto en los países

desarrollados como en aquellas en vías de desarrollo. No obstante, el contraste entre ambos es significativo: mientras

estima un crecimiento medio anual del 10% en China hasta 2020 (respecto a 2010) y del 3,8% en India, sólo anticipa un

escaso 0,03% en la Unión Europea y un 0,7% en EE.UU.

En los últimos años, el crecimiento de la demanda de gas natural en países en vías de desarrollo, como China o India,

ha estado significativamente por encima de los niveles medios de crecimiento de los países de la OCDE. Esta diferencia

no sólo se ha mantenido, sino que se ha intensificado durante el 2013.

4.000

0

1.000

2.000

3.000

3.053

1.440

1.613

2000 2007 2008 2009 2010 20122011 20131

3.015

1.427

1.588

2.932

1.403

2.895

1.395

1.529 No-OCDE

OCDE



1,6%

0,9%

TCMA(’10-’13)

TCMA(’07-’10)

2,5% 3,7%

1,1% 1,9%

1.499

2.693

1.330

1.363

2.765

1.356

1.409

2.662

1.319

1.343

1.227

971

Demanda mundial de gas natural (Mtep)

2.198

+2,8%

+2,8%

+1,8%

+3,9%+7,5%

-2,6%

+1,3% +2,8%

TCMA

TCMA

TCMA

+1,3%


19

El precio del gas en los últimos años había seguido una tendencia similar al petróleo. La contracción de la demanda

en 2009 afectó de manera directa tanto al Henry Hub (HH, indicador de precios en Estados Unidos) como al National

Balancing Point (NBP, indicador de precios en Reino Unido) que experimentaron reducciones de precio de hasta un 55%.

A partir del 2009, no obstante, ambos indicadores, que hasta entonces habían evolucionado siguiendo comportamientos

similares, comenzaron a divergir significativamente, tendencia que han mantenido hasta la fecha. El Henry Hub ha

mantenido durante los cuatro últimos años el rango de precios bajos en los que se situó tras la citada caída, debido

al incremento de la producción de gas no convencional en Estados Unidos, principalmente gas de esquisto o “shale

gas”. Sin embargo, el National Balancing Point inició una tendencia de recuperación de precios hasta alcanzar niveles

similares a los máximos del 2005 y 2008, al no disponer el Reino Unido de una producción de gas no convencional

comparable. Durante el 2013, el precio medio del gas en el Henry Hub fue de 3,7 $/MBtu, mientras que en el National

Balancing Point fue de 10,6 $/MBtu, casi el triple del índice de precios norteamericano.

Figura 2.3.2.-b. Evolución del precio de gas natural en $/MBtu (2000-2013)

1. Henry Hub 2. National Balancing PointFuente: Argus; Energy Information Administration (EIA); elaboración y análisis Fundación Repsol

En relación a los flujos comerciales de gas, el transporte internacional a través de gasoductos, que implica mayores

volúmenes transportados pero distancias relativamente menores, fue usado principalmente para la exportación de

la producción rusa y del norte de África hacia Europa, y para el transporte en América del Norte. Por otra parte, el

transporte de gas por vía marítima, en estado líquido (GNL), permitió la exportación desde los países de Oriente Medio,

el Sureste asiático, Australia, África y Sudamérica a mercados importadores como Europa, Japón y Corea del Sur.

5

0

10

15

20

Evolución histórica del precio del gas natural ($/MBtu)

Precio medio anual HH1

($/MBtu)

Precio medio anual NBP2

($/MBtu)2,4 3,3 4,5 7,3 7,6 6,0 10,7 4,8 6,6 9,1 9,5 10,6

2005 2006 2007 20092008 2010 2011 2012 20132002 2003 2004

Henry Hub (MBtu)

NBP (MBtu)

3,4 5,5 5,9 8,7 6,7 7,0 8,9 3,9 4,4 4,0 2,8 3,7

+307%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

20

Destaca, en comparación con los flujos del año 2011, la reducción de las importaciones de gas a Estados Unidos,

resultado del desarrollo del shale gas en este país.

Figura 2.3.2.-c. Principales rutas de comercio internacional de gas natural en 2012

Fuente: BP Statistical Review, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol

2.3.3. Orígenes y precios del carbón

La demanda mundial de carbón alcanzó tasas de crecimiento medio del 3,7% anual en el periodo 2010-2013. Este crecimiento

de la demanda es superior al que se produjo de 2007 a 2010 (2,7%), pero no alcanza los niveles de crecimiento del período

anterior a la crisis (un 4,6% medio anual). El carbón, además de ser el único combustible fósil cuya demanda a nivel mundial

no decreció durante el periodo de crisis 2007-2009, experimentó posteriormente un aumento del crecimiento del consumo.

No obstante, el crecimiento experimentado en los dos últimos años, es inferior al 7% del 2010 y al casi 5% del 2011.

EE.UU.

Canadá

México


Europa y Eurasia

Oriente Medio

África

Asia Pací�co

83,8

17,6

27,5

10,1

105,5

39,3

24,5

10,4 9,021,3

56,0

20,9

8,5

7,9

10,9

17,3

16,7

4,6

12,2

29,8

11,6

3,7

2,6

7,9

23,4

34,6

11,3

6,5

26,3

4,8 21,6

6,4

16,9

Gaseoducto (bcm)

GNL (bcm)


21

Figura 2.3.3.-a. Evolución de la demanda mundial de carbón (2000-2013)

Nota: La serie de datos 2000-2011 presenta diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2012, por las correcciones en la base de datos del BP Statistical Review 2013 con respecto al BP Stadistical Review 2012Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol

Este crecimiento de la demanda de carbón se debe al fuerte incremento del consumo en los países en vías de desarrollo,

donde la variación en el consumo de esta fuente de energía lleva creciendo ininterrumpidamente desde el 2007, con

ritmos de entre un 5 y un 7%. Por otro lado, los países de la OCDE disminuyeron significativamente su consumo, con

caídas entre un 2 y un 3% anual entre el 2009 y el 2012, fase de estancamiento de la demanda de carbón, seguida de una

variación del -3,9% entre el 2011 y el 2012, primeros efectos del fracking y del auge del gas no convencional en los EE.UU.

Este diferente comportamiento en los países de la OCDE del resto, se debe a sus distintos niveles de crecimiento

económico, ya que el carbón es una fuente de energía accesible y barata y la principal fuente utilizada para la producción

eléctrica, hechos que incentivan a países con fuerte crecimiento del consumo de electricidad, como India y China, a

aumentar el consumo de carbón para poder cubrir la demanda de esta energía. Concretamente, el peso del carbón en

China e India supone en torno al 60% y 45% del total de energía primaria respectivamente, en contraste con el 21% de

Estados Unidos y el 15% de la Unión Europea.

1.000

4.000

3.000

2.000

0

2011

1.996

2000

1.133

1.210

2013

3.256

2008

2.078

2007

3.200

1.204 1.178

2.347

2009

3.629

1.096

2.533

2010

3.239

1.117 1.056

2.183

3.874

2.342

2012

3.730

1.053

2.677

3.464

Demanda mundial de carbón (Mtep)



TCMA(’10-’12)

-3,9% -2,5% -2,9%

5,7% 5,5% 6,8%

4,6%

2,7%

3,8%TCMA

TCMA

TCMA

+4,8%

-0,5%

+2,8%+3,9%

+7,0%

No-OCDE OCDE Total

obse

rvat

orio

de

ener

gía

22

A futuro, la Agencia Internacional de la Energía prevé la continuación de las tendencias observadas en los últimos

años. La AIE estima tasas negativas de crecimiento medio anual del 0,5% y el 1,2% para los Estados Unidos y la Unión

Europea respectivamente (entre 2010 y 2020), y tasas de crecimiento medio anual del 2,1% y 4,5% para China e India

respectivamente, en el mismo período.

Durante el 2013, los precios del carbón en el mercado internacional han continuado evolucionando a la baja, aunque con ritmos

de descenso menores que los experimentados en 2011 y 2012. En concreto, el índice McCloskey2 cayó un 11% en 2013.

Igual que el resto de los combustibles fósiles, el carbón experimentó una fuerte caída de precios en la segunda mitad de

2008 y principios de 2009. Posteriormente, el precio se fue recuperando por el crecimiento de la demanda procedente

de los países no-OCDE, aunque no consiguió volver a alcanzar los niveles previos a la caída.

La reducción de precios del periodo 2011-2013 puede explicarse por el aumento de los stocks causado por una

desaceleración del crecimiento de la economía mundial. La presión para la exportación de los países productores se

incrementó notablemente causando presión sobre los precios a la baja.

Figura 2.3.3.-b. Evolución de los precios del carbón (2003-2014)

Fuente: Bloomberg-McCloskey precio spot; elaboración y análisis Fundación Repsol

2 El índice McCloskey es el promedio de los precios diarios del carbón en los mercados europeo (Rotterdam), de Sudáfrica y de Australia

Evolución de los precios del carbón ($/t)

200

0

50

100

150

2003 201220112010200920082007200620052004 2013 2014

26,3 53,9 47,7 48,9 66,9 129,0 71,7 99,0 120,5 94,3 83,9 80,1

105 -12 3 37 93 -44 38 22 -22 -11 -5

Precio medio anual ($/t)

Tasa de crecimiento anual (%)


23

En 2012, el mercado de importaciones/exportaciones de carbón no presentó cambios relevantes respecto a años

anteriores. Los principales países exportadores fueron, en orden de mayor a menor, Australia, Colombia, EE.UU. e

Indonesia, con India y China como principales importadores. Destacó únicamente el incremento de la exportación de

carbón desde Estados Unidos, consecuencia del retroceso de este tipo de energía en la generación eléctrica de ese país.

Las exportaciones de carbón de Estados Unidos a Europa, por ejemplo, se incrementaron de 39 millones de toneladas

en 2011 a 51 millones de toneladas en 2012.

Figura 2.3.3.-c. Principales rutas de comercio internacional de carbón 2012

Nota: Sólo se incluyen las rutas principalesFuente: Coal information Report 2013, Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Mt

EE.UU.

Canadá

México


Europa y Eurasia

Oriente Medio

África

Asia Pací�co

51

51

8

8

7

18

17

10

161

7

4

8

35115

obse

rvat

orio

de

ener

gía

24

2.3.4. Energía renovable

La contribución de las energías renovables a la demanda de energía primaria ha aumentado de forma continuada desde el

año 2000, alcanzando el 15% de la demanda de energía primaria en 2013, como resultado del aumento de la demanda de

nuevas renovables en la generación eléctrica. La Agencia Internacional de la Energía estima que la contribución de la energía

renovable a la demanda de energía primaria aumentará hasta el 2035, basada fundamentalmente en el crecimiento de la

generación eléctrica por las nuevas renovables y, en menor proporción, por el aumento del uso de biocombustibles.

La producción de electricidad de origen renovable, en particular la producida por las nuevas fuentes renovables, ha

crecido igualmente de manera sostenida desde el año 2000, con una tasa media anual del 4,3% y continuará haciéndolo

en los próximos años, pasando a representar más del 25% de toda la energía primaria renovable en 2020. La causa

principal de esta expansión se encuentra entre las políticas para la mitigación del cambio climático, que se focalizan en

apoyo a las energías renovables.

Dentro de la producción de electricidad de origen renovable, la energía hidráulica es la gran predominante con un

77% del total mundial de la energía eléctrica renovable en 2012, seguida de la eólica (11%) y la procedente de biomasa

(6%); los residuos, la geotérmica y la solar supusieron el 6% restante. La hidráulica y eólica fueron las energías de mayor

contribución, en términos absolutos, al crecimiento de la producción eléctrica renovable en 2012.

De los datos de crecimiento experimentados por cada una de las fuentes renovables se deduce que el mix de fuentes

renovables continuará cambiando, disminuyendo el peso relativo de la hidráulica (con crecimientos del orden de un

5% durante los años 2011-2012), en favor, de las nuevas renovables: solar, con un crecimiento superior al 50% en este

período, y eólica con crecimientos anuales del orden del 15-20%.

Este comportamiento se debe a las dificultades asociadas al desarrollo de nuevos proyectos de generación hidráulica,

en comparación a los eólicos o solares. En los países desarrollados, el potencial de nueva capacidad es limitado, mientras

que en los países en vías de desarrollo existen potenciales proyectos de desarrollo hidráulico que podrían aportar una

alta contribución, pero su ritmo de implantación es lento.


25

Figura 2.3.4.-a. Generación eléctrica mundial de origen renovable por tipo de fuente (2000-2012)

1. Incluye biogás, gases de vertedero y energías del mar2. Dato 2012 estimado a partir de la variación interanual de los datos publicados en el informe BP Statistical Review of World Energy 2013Nota: La serie de datos 2000-2011 presenta ligeras diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2013, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

La energía eólica está siendo una de las apuestas principales para el desarrollo de generación renovable. Un claro

ejemplo es China, líder mundial en nueva potencia eólica instalada desde 2011, cuyo objetivo es llegar a los 100 GW

de potencia instalada en 2015. Adicionalmente, en los países que iniciaron el desarrollo eólico hace unos años y que

tienen ya ocupado parte de su potencial eólico terrestre, como Alemania o Dinamarca, se están produciendo progresos

en el desarrollo de parques eólicos marinos.

A nivel regional, según Global Wind Energy Council, Europa fue en 2013 el continente con mayor capacidad eólica

instalada, alcanzando los 122 GW, con un aumento del 10,7% respecto al año anterior. La región Asia-Pacífico,

con prácticamente 120 GW instalados y un 18,5% de aumento respecto al año anterior, ocupó el segundo lugar.

Norteamérica, con 70 GW, y un 5% de aumento respecto al 2012 se encuentra en tercer lugar, muy por encima de

Latinoamérica que, a pesar del alto crecimiento habido en los últimos años, se encuentra muy lejana en capacidad

eólica instalada (4,7 GW).

En lo que se refiere a la energía solar, aunque se hayan logrado grandes avances en los últimos años en la reducción

de costes de la tecnología, su crecimiento depende todavía de las políticas de apoyo de los distintos países. En este

contexto, en los últimos años se ha observado un importante crecimiento de la energía solar fotovoltaica en la Unión

Europea y en otras economías como China, Canadá o India.

Variación

‘11-’12

2.000

1.000

0

5.000

4.000

3.000

2009

3.976

2008

3.832

2007

3.638

2000

2.919

Producción eléctrica (TWh) Incremento de la producción eléctrica renovableentre 2011 y 2012 (TWh)

Hidráulica

ResiduosGeotérmica

Solar

Otras1

20122

4.814

77%

11%

6%

2011

4.491

2010

4.292

Eólica

Biomasa

4.600

0

4.900

4.700

4.800

Eólica Solar 2011 2012

4.814

4.491

Otros

42

37

164

80

Hidráulica

Producción mundial de energía eléctricade origen renovable (2000-2012)

Incremento 2011-2012 de la producciónde energía eléctrica renovable

+24%+5%

+4%+7%

+4%+7%

4,3%

15%58%

6%

9%

18%

5%

TCMA

15%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

26

2.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI)

2.4.1. Evolución de la intensidad energética

La intensidad energética (IE) representa una valoración del “consumo energético que requiere en media cada unidad de

actividad económica en el país”. Se calcula como el cociente entre la demanda de energía primaria y el producto interior

bruto. En consecuencia, las mejoras de la Eficiencia Energética conllevan una reducción de la intensidad energética.

No obstante, no todas las reducciones de la intensidad energética pueden atribuirse a una mejora de la Eficiencia

Energética en un sentido estricto, ya que estas reducciones pueden deberse también a cambios en la estructura de

la actividad económica (mayor actividad en sectores menos intensos energéticamente) y no solo a una mejora de la

intensidad energética de la misma estructura sectorial y económica.

La intensidad energética a nivel global disminuyó un 0,2% en 2013 en relación a los niveles de 2012. La reducción de la

intensidad energética fue de menor relevancia que la observada en 2011-2012, con un -1,4% de variación anual.

No obstante, el comportamiento de la intensidad energética fue distinto en las diferentes regiones y países,

produciéndose mayores reducciones en los países desarrollados, principalmente en la UE, mientras que las mejoras

en los países en vías de desarrollo fueron menores. Esta diferenciación es consistente con los distintos grados de

crecimiento económico, crecimiento de la demanda de energía primaria, enfoque regulatorio y mix de fuentes de

energía observados en ambos tipos de países. Los países desarrollados (con la excepción de EE.UU.) con menor

crecimiento económico, mantuvieron o redujeron su demanda de energía primaria y tendieron a la sustitución del

carbón por el gas y las fuentes de energía renovables. Los países en vías de desarrollo, por el contrario, incrementaron

su demanda de energía primaria casi en paralelo al nivel de crecimiento económico.


27

Figura 2.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento

de la energía y del PIB (índice 1990=100)

1. Dato de energía primaria 2012 y 2013, estimadosFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); Fondo Monetario Internacional (FMI); BP Statistical Review of World Energy 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol

En la tendencia acumulada desde 1990, la intensidad energética se ha reducido casi en un 30%. En el gráfico anterior

podemos observar cómo el crecimiento acumulado de la economía mundial ha sido significativamente superior a la

demanda de energía primaria.

2008 2006 2004 2002 2000 1998

100

50

20121 2010 1996 1994 1992 1990

250

200

150

100

Índice 1990 = 100

Evolución histórica de la intensidad energética primaria en el mundo y su relación con el crecimiento de la energíay del PIB (índice 1990=100)

PIB Consumo energía Intensidad energética

Variación2012/2013

-0,2%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

28

2.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero

Las emisiones de dióxido de carbono se incrementaron en un 2,1% en 2012 respecto a los niveles de 2011, y alcanzaron un

total de 32 Gt de CO2. Su incremento fue menor al que se produjo el año 2011 respecto al 2010 (2,7%), y estuvo alineado

con el crecimiento total de la demanda de energía primaria, manteniendo la proporción entre la demanda de energía y la

emisión de gases. Esto indica que las variaciones en el mix de fuentes de energía se compensaron en cuanto a emisiones

de efecto invernadero (el crecimiento del carbón fue neutralizando los incrementos de las renovables o el gas natural).

No obstante, las diferentes regiones presentan comportamientos muy diferenciados en cuanto a tasas de crecimiento.

Por un lado, las regiones más desarrolladas mantienen su tendencia a reducir las emisiones de CO2, principalmente

Estados Unidos, que presentó la tasa de crecimiento anual más reducida, con un decrecimiento del 3,6% respecto al

año anterior, y la Unión Europea, donde la reducción fue del 1,6%. Ambos decrecimientos superaron a la media del

período 2009-2012, por lo que indican una mayor tendencia hacia la concienciación sobre la necesidad de reducir

las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, este decrecimiento ha visto anulado su efecto a nivel

global, debido al fortísimo crecimiento de India y China, que presentaron incrementos anuales de emisiones del 7,2

y 6,3% respectivamente. Estas diferencias se justifican por el distinto mix energético que presentaron los países en

vías de desarrollo. Como se vio en la sección anterior, el consumo de carbón, una de las fuentes de energía con mayor

contribución a las emisiones de gases de efecto invernadero, fue mucho más importante en las economías emergentes,

y también creció más en Europa que en Estados Unidos (lo que explica la mayor reducción de la emisiones en Estados

Unidos respecto a Europa).


29

Figura 2.4.2.-a. Evolución de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (2000-2012)

1. Incluye países de la antigua URSS2. Dato 2012 estimado a partir del informe BP Statistical Review of World Energy 2013Nota: emisiones totales de la combustión de combustibles fósilesNota 2: La serie de datos 2000-2011 presenta algunas diferencias con la serie publicada en este mismo informe del año 2013, por las correcciones en la base de datos realizadas por la AIEFuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Al igual que sucede con la demanda de energía primaria y con la intensidad energética, los países desarrollados lograron

mantener el crecimiento de las emisiones de GEI en niveles inferiores al crecimiento del PIB. Por el contrario, los países en

vías de desarrollo experimentaron un crecimiento de las emisiones muy parecido a su nivel de crecimiento económico.

Observando un periodo temporal más amplio, la evolución de las emisiones de GEI en 2012, confirmó la tendencia

al crecimiento de las mismas que se ha venido experimentando en la última década. Hemos constatado incluso una

aceleración del crecimiento de las emisiones tras la crisis de 2008-2009. El ritmo de crecimiento anual en el periodo

2000-2007 fue del 3,1%, y durante el inicio de la crisis (2007-2009) hubo una contracción, reflejada en un crecimiento

negativo del -0,1%, mientras que en el periodo 2009-2012 la variación media anual fue del 3,8%. Esta reducción

observada en el periodo 2007-2009 fue reflejo de una contracción de la demanda global de energía como consecuencia

de la crisis. Esta tendencia confirma desafortunadamente el fracaso de los esfuerzos multilaterales llevados a cabo

hasta el momento para la reducción de las emisiones de GEI a nivel mundial.

35

30

25

20

15

10

5

0

20122

32

24

14%

24%

13%

16%

8% 4%

3% 4%

14% 3%

5%

13%

2008

29

22%

19%

13%

13%

7% 5%

3% 5%

11%

7%

6% 3%

5%

13%

2010

31

24%

13%

2007

29

22%

20%

13%

13%

7% 5%

3% 4%

13%

2000

18%

13%

12%

13%

Emisiones mundiales (Gt CO2)

7%

6% 3%

5%

13%

2009

29

24%

18%

13%

12%

7% 6%

27%

16%

13%

11%

7%

6% 3% 5%

13%

2011

31

26%

17%

Otros1 0,1%

4,7%4,3%7,2%2,4%

-1,6%

2,8%

-3,6%

6,3%

2,1%

-2,8%

5,8%2,0%

10,0%-0,1%

-4,8%

-1,2%

-5,1%

3,7%

-0,5%

3,5%

4,2%2,9%4,5%3,1%

-0,7%

3,8%

-0,6%

7,5%

3,4%

Oriente MedioÁfricaIndiaResto América

Unión Europea

Resto Asia Pací�co

Estados Unidos

China

Media Mundial




3,1%

TCMA

-0,1%

TCMA3,8%

TCMA

2,7% 2,1%5,3%2% -2%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

30

2.5. Comparación de precios de las principales fuentes de energía

Esta sección ofrece un análisis de los mecanismos de formación de los precios de las principales fuentes de energía

en tres mercados relevantes: Estados Unidos, Japón y Europa. En este apartado se estudian las principales diferencias

entre los mercados energéticos de cada zona geográfica y las implicaciones en los precios para el consumidor final.

Las fuentes de energía consideradas son las que se han venido analizando con mayor detalle en este Informe: los

productos petrolíferos, el gas natural, el carbón y la electricidad. En concreto, en el grupo de los productos petrolíferos

se ha analizado el precio de la gasolina sin plomo y el del gasóleo (de tipo A). En el caso del gas natural también se

diferencia entre gas para uso industrial (mayorista) y gas para uso residencial (minorista). En el caso del carbón sólo

se considera el combustible empleado para la generación eléctrica. Por último, los precios de la electricidad también

mantienen la distinción entre uso industrial y residencial.

El mecanismo de formación de precios es común en todas las fuentes de energía consideradas, excepto en el caso de la

electricidad. Se parte del valor de la cotización internacional de la fuente de energía primaria y se añaden los costes, márgenes

y tasas asociados a los procesos intermedios hasta la venta del producto al consumidor final en cada geografía. Así, el

mecanismo de formación de precios para el consumidor final en cada producto consta generalmente de las siguientes etapas:

• En primer lugar, la cotización internacional de la fuente de energía primaria (crudo, gas natural o carbón), que

representa el equilibrio entre la oferta y la demanda a nivel mundial (crudo) o regional (gas natural o carbón),

cuando la energía en cuestión tiene dificultades para uniformizar las alternativas de transporte a nivel global.

Esto conlleva que los mercados regionales sean de mayor relevancia para algunas fuentes y existan más de

una cotización de referencia, por lo que no es posible establecer un precio medio a nivel mundial.

• Los costes de aprovisionamiento de un país en concreto para cada fuente de energía están relacionados

con la cotización internacional de la misma, a la que habría que sumar eventuales costes de transporte y

restar, si aplican, descuentos por compras de volumen a largo plazo (ya que las cotizaciones internacionales

representan generalmente mercados spot a corto plazo, mientras que los aprovisionamientos de los

países se realizan generalmente en base a contratos a largo plazo).

• Al coste de aprovisionamiento de un país deben sumársele varios conceptos para obtener el precio de

venta antes de impuestos para el consumidor final:

– Los costes de transformación, para convertir la fuente de energía primaria, en un producto

energético listo para el consumo final.

– Los costes de distribución y transporte, para hacer llegar el producto final al consumidor.

– Los costes de comercialización del producto final.

• A partir de este precio de venta antes de impuestos deben sumarse los impuestos para obtener el precio

de venta final al consumidor. Estos impuestos suelen componerse de tasas específicas para cada fuente

de energía y el IVA.

Los análisis que ofrecemos a continuación se basan en los datos publicados disponibles más recientes, medias de enero

a septiembre del año 2013, comparándolos con los precios que aparecían en la anterior publicación de este informe, y

que se correspondían con la media anual del 2011.


31

2.5.1. Formación de los precios de los principales productos petrolíferos

La base de referencia de precios para los productos petrolíferos que se tratan en esta sección es el precio del crudo,

de ámbito mundial. La cotización del precio del crudo se asocia históricamente a los índices Brent y WTI (West Texas

Intermediate), referencias de los mercados europeo y norteamericano, respectivamente. Adicionalmente, para el análisis

de las estructura de precios de los productos petrolíferos en Japón se ha considerado el Japan Crude Cocktail (JCC).

Partiendo de los valores de estas cotizaciones internacionales, prácticamente homogéneos entre sí (WTI de 0,44 €/litro para

Estados Unidos, JCC de 0,49 €/litro para Japón y Brent de 0,49 €/litro para Europa), se observa que las discrepancias ente los

precios de la gasolina sin plomo 95 para el consumidor final se origina principalmente en la carga impositiva de los distintos

países. En efecto, los precios antes de impuestos, que incluyen los costes de transformación, distribución y comercialización,

además del coste de aprovisionamiento de la materia prima, son de niveles muy similares en todos los países analizados.

Figura 2.5.1.-a. Comparación de precios de la Gasolina sin plomo 95 en 2011 y en 2013

entre Estados Unidos, Japón y UE-27

1. Precio de gasolina sin plomo regular 95 2. Precio de gasolina sin plomo, E95, Euro95 o Super 95 3. Incremento calculado como la diferencia entre el precio final (incluyendo impuestos) y un indicador que en función del país es: WTI para EE.UU., JCC para Japón y Brent para EuropaNota: El decrecimiento del precio en €/l en el caso de Japón es debido a variaciones en el tipo de cambio euro/yen. La evolución del precio en yenes se corresponde con 145 yen/litro en 2011 y de 155 yen/litro en 2013. La aparente disminución del porcentaje de impuestos en Japón es debida a que el tipo impositivo se compone de un variable y de un fijo, que gana peso al ser más reducido el precio antes de impuestosFuente: Energy Prices and Taxes AIE, Bloomberg, Oil Bulletin; elaboración y análisis Fundación Repsol

Las diferencias en los precios finales que asumen los consumidores se deben en gran medida al tipo impositivo aplicado en cada

país. En primer lugar, Estados Unidos presenta la carga impositiva más reducida, un 14% del precio final después de impuestos.

Precios de la gasolina sin plomo 95 en 2011 Precios de la gasolina sin plomo 95 en 2013 (media Q1 a Q3)

€/litro €/litro

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

EE.UU.1 Japón1 EU-272 EE.UU.1 Japón1 EU-272

Incremento del precio �nal (con impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)3Impuestos Precios antes de impuestos

87%

13%

0,69

57%

43%

1,31

43%

57%

1,42

86%

14%

0,75

59%

41%

1,21

43%

57%

1,57

183% 69% 147% 219%167%60%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

32

Este precio final de venta al consumidor, 0,75 €/litro, supone un incremento del 69% sobre el WTI, la cotización

internacional relevante en el mercado del crudo estadounidense.

Japón presenta precios finales de la gasolina sin plomo con una carga impositiva que supone el 41% del precio

final, situando el precio de venta al consumidor en 1,21 €/litro, un 147% por encima de la cotización internacional

considerada, el Japan Crude Cocktail.

Finalmente, la UE-27 posee, en media, una carga impositiva del 57% del precio después de impuestos, la más alta de

entre los casos analizados, lo que lleva en consecuencia a un precio final de la gasolina sin plomo también máximo, de

1,57 €/litro, un 219% por encima de la cotización internacional aplicable (el Brent). Las elevadas cargas fiscales de la

Unión Europea, sin embargo, no son totalmente uniformes entre los países que la componen.

En relación a la formación del precio del gasóleo para automóviles, la carga impositiva vuelve a desempeñar un papel

clave en las diferencias entre países. De nuevo, los precios antes de impuestos son relativamente homogéneos entre

las geografías analizadas, mientras que los impuestos causan las mayores diferencias. Sin embargo, el porcentaje de

impuestos del gasóleo es, excepto para el caso de EE.UU., significativamente menor que el aplicado sobre la gasolina 95.

Figura 2.5.1.-b. Comparación de precios del Gasóleo para automóviles para uso no profesional

en 2011 y en 2013 entre EE.UU., Japón y UE-27

1. Incremento calculado como la diferencia entre el precio final (incluyendo impuestos) y un indicador que en función del país es: WTI para EE.UU., JCC para Japón y Brent para EuropaNota: Para el diesel de automoción se ha usado el precio del informe de la AIE de la categoría: “Automotive diesel for non-commercial use”Nota: El decrecimiento del precio en €/l en el caso de Japón es debido a variaciones en el tipo de cambio euro/yen. La evolución del precio en yenes se corresponde con 126 yen/litro en 2011 y de 133 yen/litro en 2013. La aparente disminución del porcentaje de impuestos en Japón es debida a que el tipo impositivo se compone de un variable y de un fijo, que gana peso al ser más reducido el precio antes de impuestos Fuente: Energy Prices and Taxes AIE, Bloomberg, Oil Bulletin; elaboración y análisis Fundación Repsol

0,0

1,5

2,0

1,0

0,5

69%

31%

EE.UU.

0,73

86%

14%

EU-27 EU-27

1,34

51%

49%

Japón

1,14

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

EE.UU.

€/litro €/litro

Precios del diesel de automoción para uso no profesionalen 2011

Precios del diesel de automoción para uso no profesionalen 2013 (media Q1-Q3)

Japón

Precios antes de impuestosImpuestos

0,79

1,05

1,44

14%

86%

30%

70%

50%

50%

71% 130%

Incremento del precio �nal (con impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)1

168% 78% 114% 193%168% 78% 114% 193%130%71%


33

Estados Unidos presenta una estructura de precios muy similar a la de la gasolina sin plomo. Los impuestos suponen

también el 14% del precio final para el gasóleo, que se sitúa un 78% por encima de la cotización internacional tomada

como referencia, el WTI.

Japón por su parte presenta una carga impositiva de un 30% en el diesel residencial. El precio medio de enero a

septiembre de 2013, de 1,05 €/litro, se sitúa un 114% por encima del Japan Crude Cocktail.

Por último, la UE-27 despunta con las cargas impositivas más altas, concretamente un 50% del precio final, lo que

resulta en un precio para el gasoil de 1,44 €/litro, un 193% superior a la cotización internacional del Brent.

2.5.2. Formación de los precios del gas natural

A diferencia del precio del crudo, el precio del gas se establece a nivel regional, dado que las limitaciones asociadas

al transporte del mismo impiden la creación de una referencia de precios a nivel mundial. En consecuencia, las

cotizaciones internacionales del precio del gas son también de ámbito regional. Entre ellas destacan:

• El Henry Hub, precio de referencia del mercado organizado del mismo nombre, situado en Luisiana, y que

se usa como indicador de referencia del precio del gas en Estados Unidos.

• El National Balancing Point (NBP), precio referencia del mercado organizado del mismo nombre,

referenciado en la red de transporte de gas británica, y que se usa como indicador de referencia del precio

del gas en Reino Unido.

Por las limitaciones al transporte de gas ya explicadas, los costes de aprovisionamiento del resto de los países analizados

en este apartado son distintos de las cotizaciones internacionales del Henry Hub o el NBP. En concreto:

• En España se considera como coste de aprovisionamiento el precio de importación del GNL, obtenido a

partir de los datos de transacciones en aduanas (ya que el GNL supone aproximadamente la mitad de las

importaciones de gas en el país).

• En Alemania se considera como coste de aprovisionamiento el índice BAFA (Bundesamt für Wirtschaft

und Ausfuhrkontrolle), publicado por el gobierno alemán, y que refleja el coste del gas importado al país

desde Rusia y Noruega.

• En Japón se considera como coste de aprovisionamiento el índice Japan LNG, referencia del precio de las

importaciones de GNL en el país.

Las diferencias entre estos índices se deben a la estructura de producción e importaciones de gas de cada uno de los

países. Así, los países con mayor producción interna de gas (tanto convencional como no convencional), como Estados

Unidos, tienen menores costes de aprovisionamiento, mientras que los países sin producción de gas se dividen en

función de la existencia o no de conexiones de transporte diversificadas (gasoducto y GNL) con países productores.

Como ejemplos de países sin producción interna, pero con conexión de transporte diversificadas, cabe citar a Alemania

y España, donde los precios son más altos que en los países productores, pero más bajos que los de los países aislados,

o con sistemas logísticos no suficientemente diversificados, como es el caso de Japón.

obse

rvat

orio

de

ener

gía

34

Los valores medios de cada uno de los índices en 2013 aparecen reflejados en la siguiente figura.

Figura 2.5.2.-a. Comparación de costes de aprovisionamiento del gas en 2013

entre Estados Unidos, España, Alemania y Japón

Fuente: Bloomberg; elaboración y análisis Fundación Repsol

El año 2013 ha comportado una subida del coste de aprovisionamiento del gas respecto a los niveles de 2011 en todos

los países analizados, excepto en Estados Unidos, donde el abaratamiento ha llegado a un nivel del 13%, resultado del

impacto que ha tenido el crecimiento del shale gas en el país. En España el crecimiento del precio de las importaciones

de GNL ha sido de un 20%. Estas cifras ponen de relieve la no-homogeneidad de precios de aprovisionamiento del gas

a nivel mundial, elemento que impacta obviamente en los precios finales de los distintos países.

Los distintos precios del gas a nivel usuario en cada geografía son consecuencia principalmente de los diferentes

costes de aprovisionamiento en cada país. No obstante, también podemos observar comportamientos dispares en

las etapas posteriores de los mecanismos de formación de precios (de nuevo destacan las diferencias en términos de

carga impositiva). Finalmente, observamos también, y de manera transversal en todos los países analizados, una gran

diferencia ente los precios del gas según su uso sea industrial o residencial.

60

20

0

40

€/MWh

9,5

41,3

España (GNL España)

27,7

Alemania (BAFA)

Japón (LNG Japan)

27,0

EE.UU. (Henry Hub)

Variación del coste de aprovisionamiento del gas 2011/13

Costes de aprovisionamiento del gas en 2013 (media Q1-Q3)

-13% 20% 8% 14%-13%


35

Figura 2.5.2.-b. Comparación de precios del gas para uso industrial y residencial en 2013

entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania

1. Precios para Japón a fecha de 2011Fuente: Energy Prices and Taxes AIE; Eurostat; Bloomberg; elaboración y análisis Fundación Repsol

Estados Unidos, que parte con una situación ventajosa por tener un coste de aprovisionamiento menor, de 9,5 €/MWh,

presenta precios de gas para el consumidor final considerablemente por debajo de los demás países analizados: 11,7

€/MWh para el gas de uso industrial y 31,4 €/MWh para el gas de uso residencial. Estos precios suponen un incremento

del 23% y del 231%, respectivamente, sobre los costes de aprovisionamiento aplicable en el país, el Henry Hub.

Aunque no se ilustre en la figura, en el caso estadounidense cabe destacar también la reducción de precios observada

entre el 2011 y el 2013, con la disminución del 13% en el coste de aprovisionamiento. Esta caída del Henry Hub

es debida al impacto del shale gas, que ha convertido a Estados Unidos en autosuficiente desde el punto de vista

gasístico. No obstante, el precio del gas natural en EE.UU. parece haber tocado mínimos e iniciar su remontada,

debido al aumento de la demanda (resultado de la reindustrialización del país, y del aumento del uso del gas como

combustible alternativo para vehículos, potenciado por el abaratamiento de los últimos años), y a la necesidad de que

los precios de venta cubran los costes de explotación de los pozos de extracción no convencionales, equilibrando la

competitividad con la viabilidad de la inversión. A medio plazo, se espera que el crecimiento de la demanda y el inicio

de las exportaciones sitúen el precio del gas en el entorno de 4-6 $/Mmbtu, donde se estima que se encuentra el punto

de equilibrio entre los costes de producción y la competitividad del gas frente a otros combustibles.

100

150

50

0

11,7

10%

España

95%

5%

EE.UU.

46,3

81%

19%

Japón1

50,6

Alemania

40,1

90%

100

150

50

0

76%

24%

82%

€/MWh €/MWh

31,4

71,2

Alemania

18%

82,5

España EE.UU. Japón1

119,0

95%

5%

Precios del gas para uso industrial (media Q1-Q3 2013) Precios del gas para uso residencial (media Q1-Q3 2013)

Incremento del precio �nal (con impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)Impuestos Precios antes de impuestos

23% 40% 71% 231% 188% 205% 157%45%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

36

Cabe destacar, sin embargo, que el comportamiento de los precios en el gas para uso residencial en Estados Unidos de

2011 a 2013 ha quedado, a diferencia de los precios industriales, lejos de las fuertes bajadas que ha experimentado el

Henry Hub en el mismo período de tiempo.

Esto parece evidenciar una menor capacidad de negociación de los usuarios residenciales en comparación con la gran

industria para beneficiarse de las bajadas en los costes de aprovisionamiento, así como la mayor presencia en el precio

residencial de elementos de coste no directamente vinculados a la referencia de aprovisionamiento.

Por su parte, en Japón se parte de costes de aprovisionamiento muy superiores a los de Estados Unidos (los más altos

de todos los casos analizados), y el país presenta en consecuencia precios para el consumidor final mucho más altos

que los estadounidenses. El precio del gas industrial y residencial después de impuestos, con valores medios en 2011

de 50,6 y 119 €/MWh, se sitúa un 40% y 230% por encima del coste de aprovisionamiento (índice Japan LNG). La carga

impositiva supone un 5% del precio después de impuestos, dato difícilmente contrastable con el caso de EE.UU., ya

que la presión fiscal varía entre los distintos estados federales que lo componen, pero en todo caso significativamente

inferior al peso de los impuestos en los precios europeos, al menos en el sector residencial.

En cuanto a los países europeos, España parte de un coste de aprovisionamiento del gas medio (superior al

estadounidense e inferior al japonés). El precio para el consumidor final después de impuestos se sitúa en 46,3 €/MWh

para usos industriales y 82,5 €/MWh para los hogares, lo que supone un incremento del 71% y del 205% respectivamente

sobre el coste de aprovisionamiento.

La evolución de precios en España respecto al 2011 muestra subidas muy significativas, tanto para el gas de uso

industrial, como para el residencial. Los niveles de precios medios del 2011 eran de 39,2 €/MWh (impuestos incluidos)

para usos industriales (lo que implica una subida del 18% hasta 2013), y 64,2 €/MWh para los hogares (lo que supone un

incremento del 28% en el mismo período). Estas subidas están en gran parte justificadas por el aumento de un 20% en

los costes de aprovisionamiento, que han crecido de 22,3 €/MWh en 2011, a los 27,0 €/MWh de 2013. Adicionalmente,

influye un segundo componente de carácter fiscal. Para el consumidor industrial, el porcentaje fiscal aplicado sobre

el precio del gas antes de impuestos se corresponde con el IVA, que en el 2011 se situaba en un 18%, mientras que

en el 2013 era del 21% (tras la subida del 1 de septiembre del 2012). Para el consumidor residencial, el cambio de tipo

impositivo ha sido mayor. Durante el 2011, el gravamen en concepto de impuestos sobre la factura del gas natural para

las familias españolas era del 15%, y en 2012 se situó en el 21%.

Finalmente, Alemania parte de un coste de aprovisionamiento ligeramente mayor al español, y aplica sobre el precio

del gas para el consumidor final cargas impositivas más bajas en el gas industrial y más altas en el gas residencial (que

suponen el 10% y 24% del precio total para cada uso, respectivamente). En términos absolutos, el precio industrial

alemán quedó en 40,1 €/MWh en 2013, levemente por debajo del de España (46,3 €/MWh), y el precio del gas de uso

residencial en 71,2 €/MWh, también en niveles inferiores al español, (82,5 €/MWh). En términos relativos, los precios

alemanes quedan un 45% y un 157% por encima del BAFA.


37

2.5.3. Formación de los precios del carbón

Las cotizaciones internacionales del carbón, al igual que sucede con el gas, se establecen a nivel regional debido a

las limitaciones asociadas al transporte del mismo. Estas cotizaciones internacionales suelen estar referenciadas a los

principales centros de producción o exportación, como el puerto de Newcastle en Australia, el puerto de Richards Bay

en Sudáfrica o el puerto fluvial Big Sandy en Estados Unidos, o a los principales centros de importación y consumo,

entre los que destaca el puerto de Rotterdam en Holanda, el puerto de Qinhuangdao en China, o los puertos japoneses.

Las cotizaciones internacionales en los centros de exportación se expresan generalmente en términos FOB (“free on board”,

por las que el vendedor entrega la mercancía a bordo del buque y el comprador paga su flete, la descarga en el puerto

de destino y los trámites de aduana), mientras que las de los centros de importación se expresan en términos CIF (“cost,

insurance and freight”, por las que el vendedor asume todos los costes hasta que la mercancía llega al puerto de destino).

Para los países analizados en este apartado hemos seleccionado las siguientes cotizaciones internacionales: el índice

Big Sandy FOB como coste de aprovisionamiento para Estados Unidos, que durante el 2013 tuvo un valor medio de

51,7 €/tonelada y el índice NWE del puerto de Rotterdam como coste de aprovisionamiento para Alemania, cuyo valor

a 2013 ascendió a 58,4 €/tonelada. En ambos países, analizamos el carbón empleado para la generación eléctrica. La

falta de datos sobre precio final en Japón y en España ha excluido a estos dos países de los análisis.

Figura 2.5.3.-a. Comparación de precios del carbón para generación eléctrica en 2013

entre Estados Unidos y Alemania

1. Incremento sobre el Big Sandy de 2013 para el caso de EE.UU. y sobre el NWE-API2 de 2013 para el caso de AlemaniaFuente: Energy Prices and Taxes AIE; Bloomberg; elaboración y análisis Fundación Repsol

80

100

60

40

20

0

77,1

EE.UU.

39,1

Alemania

Precios del carbón para generación eléctrica (2013)

Precios antes de impuestos

-24% 32%

Incremento del precio (sin impuestos) sobre el costede aprovisionamiento del país (o cotización internacional aplicable)1

€/tonelada

obse

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orio

de

ener

gía

38

En Estados Unidos, el índice Big Sandy, referenciado a un carbón con poder calorífico de 6.660 kcal/kg, representa un

mercado spot en el corto plazo. Sin embargo, dada la predominancia de los contratos a largo plazo en el suministro de

carbón para generación eléctrica en Estados Unidos, el precio medio antes de impuestos del carbón para generación

eléctrica en 2013 (39,1 €/tonelada) se situó un 24% por debajo del Big Sandy.

En comparación con los precios medios de 2011, el precio del carbón en EE.UU. ha sufrido una bajada en esos dos años

(de 39,6 €/tonelada en el 2011 a 39,1 €/tonelada en el 2013). Esta bajada ha sido no obstante inferior a la experimentada

por el Big Sandy (cuyo valor medio en 2011 fue de 62,3 €/tonelada). Es decir, en términos relativos, el precio final de

venta ha sufrido un descenso menor que su índice de referencia. Esta desalineación entre los decrecimientos de los

precios viene también explicada por los contratos de suministro a largo plazo de las centrales térmicas, que limitan la

dependencia del precio del carbón con las fluctuaciones del precio de importación en el mercado spot a corto plazo.

Como contraste, en Alemania, el precio del carbón para generación eléctrica antes de impuestos (77,1 €/tonelada) se

situó en 2013 un 32% por encima del coste de aprovisionamiento, el NWE, con un valor de 58,4 €/tonelada.

2.5.4. Formación de los precios de la electricidad

El caso de la electricidad es muy diferente a las fuentes de energía analizadas anteriormente. El mercado de la electricidad es

esencialmente de ámbito nacional, y no existe un precio a nivel mundial o incluso regional, ni tampoco índices de referencia

internacionales. Como referencia de precios dentro de cada país se usa el precio del mercado mayorista, es decir, el precio

al que las plantas generadoras de electricidad venden su producción a las distribuidoras. Este indicador es distinto en cada

país por la diferente gestión del mercado eléctrico en cada ámbito geográfico, estando claramente muy influenciado por

la regulación, el grado de liberalización del mercado, el grado de competencia que exista dentro del mismo, el coste de las

materias primas, el mix de fuentes de energía que se usa para la generación de la electricidad y la demanda interna.

Estados Unidos está, a efectos de precio mayorista de la electricidad, dividido en diversas regiones. Japón apenas cuenta

con un mercado mayorista organizado, pues predominan los contratos bilaterales entre agentes (son monopolios

regionales). Por último, Europa presenta cierta consistencia en cuanto al funcionamiento del mercado mayorista,

aunque los precios oscilan considerablemente por las diferencias en el mix de generación eléctrica de cada país.

El análisis del mecanismo de formación de precios de la electricidad se centra pues en los precios para el consumidor

final, que presenta grandes diferencias en función de su uso: industrial o residencial. Además, estos precios son muy

variables según la localización geográfica en cuestión. Se analizan EE.UU., Japón, España y Alemania, como países

relevantes en consumo eléctrico.

Estados Unidos destaca de nuevo por tener precios para la electricidad muy por debajo del resto de los países analizados.

Este hecho está relacionado con la disponibilidad de fuentes de energía generalmente más económicas, consecuencia

de costes de abastecimiento menores y de una dependencia energética internacional reducida. En concreto, Estados

Unidos presentó en 2013 precios medios de 51,9 €/MWh para la electricidad para uso industrial y de 92,1 €/MWh (1,77

veces superior) para la electricidad de uso residencial.


39

Figura 2.5.4.-a. Comparación de precios de la electricidad para uso industrial y residencial en 2013

entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania

1. Precios referidos a la banda de consumo anual entre 2.000 MWh y 70.000 MWh2. Precios medios para una banda de consumo anual de 2.500 kWh – 5.000 kWh Nota: Variaciones de precios calculados según la evolución de los precios en moneda local, para evitar interferencias por devaluaciones monetariasFuente: Energy Prices and Taxes AIE, Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

Comparados con los de 2011, (50 €/MWh, y 84,7 €/MWh), estos valores presentan un crecimiento del 4% para la electricidad

industrial y del 9 % para la de uso residencial. Estas variaciones desiguales reflejan una muestra de la protección de los

precios de la electricidad para uso industrial en Estados Unidos, que ha contribuido a las políticas de reindustrialización

del país, principal canal del Gobierno para la disminución del desempleo. Japón, por su parte, presenta una relación entre

los precios residenciales y los industriales algo más baja (los residenciales son 1,4 veces superiores a los industriales). Los

datos de 2013 reflejan un precio medio de la electricidad de 125,9 €/MWh para uso industrial, y de 181,6 €/MWh para uso

residencial. Estos niveles de precios se deben, contrariamente a los que sucede en Estados Unidos, a la alta dependencia

energética del país, que debe importar gran parte de sus fuentes de energía primaria.

En los países europeos considerados, Alemania y España, se observan diferencias notables, asociadas a la distinta

presión fiscal. De hecho, los precios antes de impuestos de la electricidad, tanto para uso industrial como residencial,

son muy superiores en España. Sin embargo, los precios después de impuestos son superiores en Alemania, sobre todo

en el ámbito residencial.

300

200

100

0

Alemania

127,8

59%

41%

España1

115,5

79%

21%

Japón

125,9

EE.UU.

51,9

Precios de la electricidad para uso industrial(media Q1-Q3 2013)

Precios de la electricidad para uso residencial(media Q1-Q3 2013)

300

200

100

0

Alemania

291,9

51%

49%

España2

222,8

79%

21%

Japón

181,6

EE.UU.

92,1

Impuestos Precios antes de impuestos

€/MWh €/MWh

obse

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orio

de

ener

gía

40

3 Evolución del mercado energético en España

En este capítulo analizamos la evolución del mercado energético y las tendencias más destacadas en la demanda

energética en España durante 2013. En primer lugar, examinamos la evolución de la demanda de energía primaria y del

consumo de energía final, así como su relación con la evolución de la economía del país. En segundo lugar, resumimos

las principales novedades legislativas y regulatorias de ámbito español que afectan al mercado energético y las políticas

de Eficiencia Energética y emisiones de gases de efecto invernadero. En tercer lugar, analizamos la evolución de las

principales fuentes de energía primaria en España (petróleo, gas natural, carbón, y energías renovables). Finalmente,

valoramos la evolución reciente de la intensidad energética y de las emisiones de gases de efecto invernadero.

3.1. Impacto de la coyuntura económica en el mercado energético nacional

Durante el 2012 en España, al igual que ocurrió en otras seis economías europeas, el PIB tuvo una fuerte contracción y

disminuyó en un 1,6%. La evolución de la economía en ese periodo se vio marcada por la fuerte disminución del gasto

de las administraciones públicas y el decrecimiento del consumo privado, arrastrado por la reducción del empleo y de

las rentas salariales.

No obstante, en el 2013 se produjo una desaceleración de la caída del PIB. Así, la economía española cerró el año con

una disminución del PIB del 1,2%, un retroceso amortiguado por el repunte del 0,3% registrado en el último trimestre.

España salió así de la fase de contracción en la que había recaído a mediados de 2011.

Todo ello se produjo, según el Banco de España, en un entorno de alivio de las tensiones en los mercados financieros,

progresiva normalización de los flujos de financiación externa y de mejora de la confianza y del comportamiento del

mercado de trabajo.


41

Figura 3.1.-a. Evolución de la economía española (2008-2013)

Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Dado que el consumo de energía está estrechamente relacionado con la actividad económica, podemos apreciar en su

evolución tendencias análogas a la del PIB. La recesión de 2009 redujo la demanda de energía primaria en tasas próximas

al 6% anual y el estancamiento de la economía durante los años siguientes no logró reactivarla. De hecho, ésta se mantuvo

prácticamente constante entre 2009 y 2012, con una tasa de crecimiento anual muy cercana a cero (-0,3%).

Sin embargo, en 2013, fundamentalmente debido a la intensificación de la caída del PIB y a la mejora de la eficiencia en

la transformación energética, la demanda de energía primaria volvió a disminuir significativamente, cayendo un 6,0%

sobre el año anterior.

En cuanto a las fuentes de energía, la energía hidráulica y las energías renovables de régimen especial tuvieron

un crecimiento significativo. Los biocombustibles decrecieron, lo que conllevó un comportamiento agregado

de las energías renovables de ligero decrecimiento. La demanda de carbón disminuyó notablemente, debido a

la retirada del Real Decreto-ley 134/2010 (Decreto del Carbón), y alcanzó de nuevo niveles de consumo previos

similares a los de 2009. El gas natural y el petróleo sufrieron también tendencias negativas.

-3

6

0

-6

3

Crecimiento del PIB (%)

4T

0,3

-0,1

3T

0,1

-1,1

2T

-0,1

-1,6

1T 2T

0,0

1,9

1T

0,5

2,7

-0,4

-2,0

4T

-0,8

-2,1

3T

-0,4

-1,7

2T

-0,5

-1,6

1T

-0,4

-1,2

4T

-0,4

-0,6

3T

-0,1

0,0

2T

-0,1

0,3

1T

0,2

0,6

4T

0,1

0,4

3T

-0,1

0,0

2T

0,2

-0,2

1T

0,1

-1,5

4T

-0,2

-3,1

3T

-0,3

-4,0

2T

-1,1

-4,4

1T

-1,6

-3,4

4T

-1,1

-1,4

3T

-0,8

0,3

Crecimientoanual (%)

Interanual

Intertrimestral

2008

0,9

2011

0,4

2010

-0,3

2009

-3,7 -1,6

2012 2013

-1,2

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de

ener

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42

Figura 3.1.-b. Evolución de la demanda de energía primaria en España (2000-2013)

Fuente: MINETUR; elaboración y análisis Fundación Repsol

El consumo de energía final experimentó en 2013 una evolución similar a la de la demanda de energía primaria, aunque

con una menor caída. El consumo de energía final se redujo en un 4,0%. Los productos petrolíferos, la electricidad y las

renovables redujeron su peso mientras que el consumo de gas natural se mantuvo constante.

200

100

150

50

0

16 7

12 4

2009

131

63

31

14 10 11 2

2008

143

68

35

14 9

2

15

26

Otras renovables

Hidráulica

2013

15

2

Carbón

12

2011

121

13

29

58

130

53

15

11

14 3

2012

129

54

28

16

15

14

16

21

63

2003

136

69

21

16

20

64

2002

131

67

19

16

21

6 2

2001

128

67

16

17

19

54

Demanda de energía primaria (Mtep)

Nuclear

Gas natural

Petróleo

3

2010

131

61

31

2007

148

71

32

14

20

8 3

2006

145

71

31

16

18

72

2005

145

71

30

15

20

7 2

2004

142

71

25

2000

124

65

15

16

21

52

Cuota 2013

TCMA ('09-'13)

TCMA ('07-'09)

Variación ('12-'13)

79,0%

-1,7 %

8,6%

-1,4% 14,9 % 7,8%

-32,1%

-30,4%

2,1 %

-1,9%

-5,6%

-4,4%

TCMA TCMA

-6,0%

-6,0%

-0,2%

43%

21%

12%

8%

12%

3%

-7,7% -2,1% -1,8%

-7,5% -0,9% -4,4%


43

Figura 3.1.-c. Evolución del consumo de energía final en España (2000-2013)

Nota: El consumo de productos petrolíferos no incluye los combustibles de barcos (bunkers) tanto nacionales como extranjeros, para transporte internacionalFuente: MINETUR; elaboración y análisis Fundación Repsol

La caída en el consumo de energía final fue, por lo tanto, menor que el descenso en la demanda de energía primaria.

Esta diferencia se debió a una mejora en el índice de transformación. El índice de eficiencia en la transformación, que

se define como la relación entre el consumo de energía final y la demanda de energía primaria, había alcanzado un

73% en el 2010, pero se había visto afectado desde entonces por la creciente contribución del carbón al mix de energía

primaria, llegando a valores próximos al 69% en 2012. No obstante, en el 2013 dicha tendencia se invirtió para alcanzar

de nuevo un 70% de eficiencia en la transformación, al verse reducida la aportación del carbón al mix de generación

eléctrica y continuar aumentando la contribución de las renovables.

90

120

60

30

0

Consumo de energía �nal (Mtep)

15

43

5

20

Productospetrolíferos

Electricidad

Gas natural

Energias renovables

Carbón

2013

85

21

15

6 2

2011

93

50

21

15

6 2

2010

96

53

21

15

5 2

2009

95

54

21

13

5 1

2008

102

59

22

15

4 2

2007

106

62

22

16

4 2

2006

104

60

22

16

2 4

2005

106

61

21

18

2 4

2004

103

60

20

17

2 4

2003

100

59

19

16

2 4

2002

94

56

18

14

2 4

2001

93

57

17

14

2 3

2000

89

55

16

12

4 3

2

89

2012

46

8,3% -18,3%

3,7%

-15,0% 8,2% 1,6%

0,8% -9,1% 3,0%

-3,4% -2,2% -0,8%

-4,7% -6,1% -5,4%


TCMA(’07-’09)

TCMA(’09-’13)

Cuota2013

23%

50%

18%

7%

2%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

44

Figura 3.1.-d. Evolución del índice de eficiencia en la transformación (2000-2013)

Nota: El consumo de productos petrolíferos no incluye los combustibles de barcos (bunkers) tanto nacionales como extranjeros, para transporte internacionalFuente: MINETUR; elaboración y análisis Fundación Repsol

La contribución sectorial del consumo de energía final en España mantiene la preponderancia del transporte y la

industria como mayores fuentes de consumo. Estos dos sectores son también los que han sufrido en los últimos años

un mayor descenso en su consumo energético, a causa de su mayor sensibilidad a los ciclos económicos. Así, de 2011 a

2012, el consumo de energía final del sector industrial descendió un 1,8%, y el sector transporte experimentó todavía

una mayor caída, de un 7,4%.

0,2

0,0

0,6

150.000

100.000

50.000

0

0,8

0,4

Índice de e�ciencia en la transformación Demanda/consumo de energía

2013

0,70

2012

0,69

2011

0,72

2010

0,73

2009

0,72

2008

0,71

2005

0,73

2004

0,73

2003

0,73

2002

0,72

2001

0,73

2000

0,72 0,72

2006

0,72

2007

E�ciencia transformación Demanda de energía primaria Consumo de energía �nal


45

Figura 3.1.-e. Evolución del consumo de energía final en España por sectores (2000-2012)

1. Otros incluye: agricultura, pesca, comercialización, administraciones públicas y otros no especificados, sectorización IDAE aplicada a los datos de energía primaria del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR)2. El desglose por sectores del consumo de energía final de 2012 se ha estimadoFuente: MINETUR; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol

En conclusión, el consumo de energía final en España ha mantenido en los últimos años una notable tendencia de

descenso, como consecuencia de la situación de estancamiento económico y, durante el 2013, también de la mayor

eficiencia de transformación.

100

0

50

150

2011

93

2010

96

2009

95

2008

102

2007

106

2012 e2

103

2005

106

2004

103

2003

89

99

2002

94

2001

93

2000

89

Desglose sectorial del consumo de energía �nal (Mtep)

2006

1,9% 1,8% 6,5% 9,8% 3,9% 14,8% -5,2% 0,4% -0,4% 6,3% -3,1% -1,1%

5,2% 2,6% 7,3% 5,6% 3,1% 3,0% 0,3% -0,8% 2,8% 6,3% -4,0% -1,1%

5,9% 0,5% 4,9% 0,5% 1,3% -15,4% 6,1% -5,1% -15,5% 0,8% -2,3% -1,8%

4,2% 1,5% 5,1% 4,7% 3,4% 2,8% 3,1% -4,5% -6,5% -1,8% -3,4% -7,4%

Servicios (y Otros)1

Residencial

Industria

Transporte

obse

rvat

orio

de

ener

gía

46

3.2. Novedades regulatorias con impacto en el mercado energético, la Eficiencia Energética y emisiones de GEI en España

Durante 2013, ha habido en España una serie de iniciativas regulatorias destinadas a reformar el mercado energético

(principalmente el mercado eléctrico), incrementar la Eficiencia Energética y reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero. Algunas de estas iniciativas, que describimos a continuación, se han traducido en planes legislativos de

reforma que afectan el rumbo de la agenda energética de España.

3.2.1. Impacto de la regulación energética europea en los niveles de Eficiencia Energética y emisiones de GEI

Ya en 2011 el Gobierno aprobó el Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020, de acuerdo con la

Directiva 2006/32/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la eficiencia del uso final de la energía y los servicios

energéticos. El plan de acción anticipaba objetivos de demanda de energía primaria en España y preveía estrategias y

acciones para su consecución.

Sin embargo, en 2012, se aprobó una nueva directiva europea en el ámbito de la Eficiencia Energética, la 2012/27/

UE, que sustituyó a la anteriormente citada. Dicha directiva derivaba de la creciente dependencia de la UE de las

importaciones de energía y de su escasez de recursos energéticos propios, así como de la necesidad de limitar el

cambio climático. La directiva se apoyaba en la Eficiencia Energética como medio para superar tales retos, mejorando

la seguridad de abastecimiento y disminuyendo las emisiones de gases de efecto invernadero.

Entre muchas de las medidas que propone la directiva, existen dos de carácter fundamental para los Estados miembros:

• La fijación de objetivos nacionales de consumo energético, que se traducirían en un 20% de reducción

total para la UE sobre las previsiones realizadas en 2007, esto es, que el consumo de energía en 2020 no

sea superior a 1.474 Mtep de energía primaria o 1.078 Mtep de energía final.

• La introducción de sistemas nacionales de obligaciones de Eficiencia Energética para las empresas

distribuidoras y comercializadoras de gas y electricidad, que derivarían en un ahorro anual entre 2014

y 2020 equivalente al 1,5% del consumo medio de energía final entre 2010-2012. Dicho objetivo podría

ser reducible hasta en un 25% bajo una serie de opciones adicionales relativas a la senda de ahorro y

segmentos de consumo a considerar.

Como respuesta a esta directiva, el Ministerio de Industria presentó en diciembre de 2013 una propuesta para el

cumplimiento de los objetivos marcados, la cual, después de ser aprobada, derivará ciertamente en medidas concretas

de Eficiencia Energética y reducción de emisiones de GEI.

En el capítulo de proyecciones de este Informe analizaremos con detalle las implicaciones de estas medidas en España,

así como el grado de facilidad que supone para España el cumplimiento de los objetivos establecidos.


47

3.2.2. Reforma del mercado eléctrico y eliminación del déficit tarifario

Desde que en 1997, a través de la Ley 54/1997, se iniciase la liberalización del sector eléctrico en las actividades de

generación y comercialización, el modelo del sector eléctrico en España se ha articulado sobre los principios de

suficiencia de ingresos y percepción de una remuneración adecuada por los distintos actores que en él participan.

Sin embargo, desde hace más de una década, el sistema eléctrico español genera un déficit tarifario, que, con el paso

del tiempo, se ha convertido en estructural, debido a que los costes reales asociados a las actividades reguladas y al

funcionamiento del sector eléctrico resultan superiores a la recaudación por los peajes que fija la administración y que

pagan los consumidores.

Figura 3.2.2.-a. Evolución del déficit del sistema eléctrico español (2000-2013)

1. Liquidación nº12 para 2013Fuente: CNE “Informe sobre los resultados de la liquidación nº 14 y verificaciones practicadas”; elaboración y análisis Fundación Repsol

Entre los años 2004 y 2012, los ingresos del sistema eléctrico español por peajes de los consumidores se han

incrementado en un 122%, mientras que el aumento de los costes regulados del sistema en dicho período ha sido

de un 197%. De entre las partidas de costes que han contribuido en mayor medida a dicho crecimiento destacan las

primas del régimen especial y las anualidades de déficits acumulados, partidas que se han multiplicado por seis y por

nueve respectivamente en dicho periodo. En 2013, el déficit acumulado superó los 38.000 M€.

40.000

30.000

10.000

0

20.000

Total

39.184

20131

4.097

2012

5.609

2011

3.850

2010

5.554

2009

4.615

1.224

2006

3.047

2005

Dé�cit del sistema eléctrico español (M )

2004

0

2003

0

2002

1.149

3.830

100

2000

290

2008

5.819

2007 2001

obse

rvat

orio

de

ener

gía

48

Estas cifras dieron cuenta del carácter insostenible del déficit del sector eléctrico y de la necesidad de adoptar medidas

urgentes que permitiesen poner término a dicha situación. Las más significativas fueron:

• El Real Decreto-ley 6/2009 que, en paralelo a la aprobación del bono social, creó un mecanismo de

financiación del déficit acumulado, mediante la cesión de los derechos de cobro al denominando Fondo

de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). Tras la aprobación del decreto, se sucedieron una

serie de circunstancias que supusieron el inesperado aumento del déficit. Principalmente: una caída

significativa de la demanda a raíz de la crisis económica (de 2008 a 2010 cayó un 4%), un incremento

todavía mayor en la producción eléctrica a partir de fuentes renovables primadas, y la reducción de los

precios de mercado, determinada por la delicada situación económica internacional.

• Los Reales Decretos-ley 6/2010 y 14/2010, a través de los cuales se adoptaron nuevas medidas de urgencia

para la solución del problema, entre las cuales destacaban:

– El incremento de los límites máximos de déficit con el objetivo de lograr un déficit nulo en 2013.

– La limitación de las horas primadas de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas.

– El incremento del aval económico destinado a hacer frente al déficit tarifario.

– La inclusión de un peaje de generación, dada la incidencia de tal actividad en el desarrollo de

las redes de transporte y distribución.

• Sin embargo, el aumento de las desviaciones, causadas por el agravamiento de los factores ya aludidos,

forzó al gobierno a adoptar nuevas medidas en 2012, entre las que destacaron:

– El Real Decreto-ley 1/2012, a través del cual se suspendieron los procedimientos de

preasignación de retribución y los incentivos para la construcción de las instalaciones de

tecnologías de régimen especial (básicamente, las renovables), a fin de evitar la incorporación

de nuevos costes en el sistema eléctrico.

– El Real Decreto-ley 13/2012, que fijó unos nuevos criterios para la regulación de la retribución

de las actividades de distribución y transporte, limitando al mismo tiempo la ejecución de

nuevas instalaciones, disminuyendo el importe que ha de satisfacerse a las empresas de

generación por el concepto de garantía de potencia y corrigiendo la retribución de la actividad

de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

– La ley 15/2012, que introdujo nuevas figuras impositivas con el fin de que los costes del sistema

fueran financiados tanto con los ingresos que proceden de los peajes de acceso como con

determinadas partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado.

• El Real Decreto-ley 17/2012, que:

– Suspendió la aplicación del mecanismo de compensación de los extracostes de la generación

en territorios insulares y extrapeninsulares.

– Canceló las limitaciones de 2013 a avales del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico.

– Estableció una serie de aportaciones para financiar los costes del sistema eléctrico.

• Un crédito extraordinario, aprobado en junio de 2013, destinado a financiar los costes generados por los

incentivos de las renovables y se incrementaron los peajes de acceso para los consumidores.

Sin embargo, a pesar de las medidas anteriormente enunciadas, el déficit de tarifa persistió durante 2012,

incrementándose en 5.600 M€ más, debido fundamentalmente a una alta penetración de las energías renovables, a un

elevado nivel de desarrollo de infraestructuras y a una caída de la demanda eléctrica.


49

Figura 3.2.2.-b. El déficit tarifario generado en 2012 alcanzó los 5.600 M€

Fuente: CNE

Como respuesta adicional a la situación, en Julio 2013 se aprobó un nuevo Decreto-ley (RD 9/2013) que establecía las

líneas básicas de una nueva reforma eléctrica:

• Establecer un fórmula de estabilidad financiera para el sistema.

• Conseguir una reducción significativa en los costes.

• Procurar un mínimo coste para el consumidor.

• Fomentar la competencia.

• Asegurar la libertad del consumidor para elegir la comercializadora.

Tales principios se tradujeron en medidas concretas, entre las cuales destacan:

• Un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación de energías renovables y cogeneración

(régimen especial), por el cual, con efecto retroactivo, la rentabilidad anual garantizada de dichas

instalaciones pasa a ser del 7,5%.

• Un nuevo régimen retributivo para las redes de transporte y distribución, estableciendo una rentabilidad

anual del 6,5%.

• La reducción de los pagos por capacidad que perciben las centrales de ciclo combinado, de 26.000€ a

10.000€ por MW instalado al año, incrementando el período de retribución de 10 a 20 años.

• El incremento de un 6,5% en los peajes de acceso, que se traducía en un 3,2% de aumento en la tarifa eléctrica.

20.000

10.000

0

-10.000

-308

Otros

-542

Dé�cit

-6.483

Subvenciones régimen especial

5.609

Transporte y distribución

372

Diversi�cación y seguridad en la provisión de

energía

-8.586

Costes estructurales

-3.184 -1.782

Bono social

14.904

Dé�cit acumulado

Acceso a tarifa

Ingresos Costes

Dé�cit tarifario 2012: ~5.600 M€M€

obse

rvat

orio

de

ener

gía

50

El impacto de dichas medidas pretendía la no generación de déficit de tarifa adicional durante 2014, mediante

reducciones de costes e incrementos de ingresos por valor de 4.500 M€ anuales.

Figura 3.2.2.-c. Impacto estimado en 2014 de la reforma del mercado eléctrico

Fuente: MINETUR

3.3. Evolución reciente de las principales fuentes de energía en España

3.3.1. Orígenes y precios del petróleo en España

El petróleo representa algo menos del 50% de la demanda de energía primaria en España, y en torno al 40% del

consumo de energía final. España satisface prácticamente la totalidad de la demanda a través de importaciones, lo que

pone de manifiesto la fuerte dependencia energética del país con respecto a esta fuente de energía.

En 2013, las importaciones de crudo en España se mantuvieron prácticamente constantes respecto de 2012, asumiendo

el cambio experimentado del 5% en 2012. Dicho crecimiento fue causado, esencialmente, por las ampliaciones de

capacidad de refinerías en España en 2011-2012, entre las que destacan las de Cartagena, que duplicó su capacidad de

destilación, y Bilbao.

1.500

0

4.500

3.000

~200

Peajes

Consumidores

Administración

Compañías

Total

~4.500 Impacto económico estimado 2014 (M )

~900 (20%)

~2.500 (56%)

Bono social

~200

Transmisión

~100

Distribución

~350

Pagos por capacidad

~300

Renovables

~1.500

Sobrecoste asociado a las

actividades extrapeninsulares

~900

Servicio de interrumpibilidad

~900

~1.100 (24%)

Consumidores Adm. Compañías


51

Figura 3.3.1.-a. Evolución de importaciones de petróleo en España y sus principales suministradores

1. Productos también procesados en refinería Fuente: Eurostat; CORES; análisis Fundación Repsol

Los entornos políticos inestables que caracterizan a algunos de los principales exportadores de petróleo han afectado

directamente al origen de las importaciones durante los últimos años. Si en 2012, como ya comentamos en nuestro

Informe de 2013, Irán redujo su contribución a las importaciones como consecuencia de la crisis diplomática abierta

con la Unión Europea, durante 2013 tanto Irán como Iraq han sufrido todavía más las consecuencias de la inestabilidad

política. Todo ello ha ido en favor de otros países exportadores como Angola y Argelia desde los cuales subió la cuota

de importación durante el último año.

Las fluctuaciones en la estructura de importaciones no influyen de manera significativa en el precio medio del petróleo

importado en España. Con referencia a los precios del crudo, el precio medio del petróleo importado cayó por primera

vez en 2013, después de cuatro años de ascenso continuo con un 26% de incremento medio anual. Tal acontecimiento

se debió principalmente a la variación en el tipo de cambio euro-dólar: el euro se apreció significativamente respecto

a niveles de 2012.

0

100

25

50

75 6 5 5

5 4

3

2012

14

15

13

14

9 3

3 6

8 4 8

13

16

2 2

13

2 4

15

2011

13

12

15

Origen del crudo importado en España del 2010 al 2013 (%)

15

2013

15 1 1

13

2

2

15

14

14

14

2 1 7

14

2010

11

11

13

0

20

40

80

60 61

59

2

2011

58

53

5

2010

58

53

5

2009

57

52

5

2008

61

2013

58

3

2007

60

57

3

2006

62

60

2

2005

61

60

1 61

58

3

2012

Millones de toneladas

Arabia Saudí

MéxicoOtros

Rusia NigeriaArgelia

Colombia

Libia Angola

Productos intermedios y materia auxiliar1

Venezuela

Iraq

Irán

Crudo Variaciónanual

Fuerte crecimiento de las importaciones de crudo en 2011-2013derivado de las ampliaciones y puesta en marcha de re�nerías

Los principales suministradores han ganado pesodebido al cese de importaciones desde Irán e Iraq

+5%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

52

Figura 3.3.1.-b. Precio medio anual de las importaciones de petróleo a España (2000-2013)

Fuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

3.3.2. Orígenes y precios del gas natural en España

En 2013, la demanda de gas disminuyó en España, tanto en términos de energía final (1%) como, sobre todo, en términos

de energía primaria (-8%). El descenso en la demanda de gas como energía primaria es debido fundamentalmente a

la caída de la demanda para generación eléctrica, causado por el estancamiento de la demanda eléctrica y la creciente

irrupción de las energías renovables en el mix de generación. En conjunto, en el último año, las importaciones de gas

también disminuyeron en un 5%.

Además, se produjeron cambios significativos en las cuotas de aportación de los distintos suministradores. Argelia, que

aportó más del 50% del gas natural utilizado en España, se consolidó como el suministrador principal, asumiendo la

cuota de Nigeria y los países del Golfo Pérsico. Esto se debió fundamentalmente a la estabilidad en el funcionamiento

del gasoducto Medgaz, cuya apertura tuvo lugar en marzo 2011.

600

400

800

200

0

2010

431

2009

183

2002

185

2001

195

2000

216

Precio medio del petróleo importado en España ( /t)

616

2011

365

2005

297

2004

214

2003

563

-6%

2013

582

2012

311

2008

466

2007

368

2006

389 487 326 442 588 638 573

1,09 1,12 1,06 0,88 0,80 0,80 0,80 0,73 0,68 0,72 0,76 0,72 0,78 0,72Tipo de cambio medioanual (€/$)

-6%

25,7%

Precio medio anualdel Brent (€/t)

TCMA


53

Figura 3.3.2.-a. Evolución de importaciones de gas en España y sus principales suministradores

Fuente: Enagás; elaboración y análisis Fundación Repsol

En referencia al precio medio del gas natural importado, se ha ido observando en los últimos años (2009-2012) una

tendencia creciente: un 16% de tasa de crecimiento media anual. Esta tendencia se debe principalmente a la fijación

de los contratos de aprovisionamiento de gas a largo plazo del mercado español en base al precio del petróleo. Así, el

estancamiento de los precios internacionales del crudo en el año 2013, afectaron al precio del gas natural en España

que cayó un 2%.

0

100

300

400

200

500

2012

376

2013

401

Importaciones de gas (TWh)

396

2011 2010

406

2009

412

2008

459

2007

410

2006

410

100

75

50

25

0

2 6

14

Origen del gas natural importado en España (%)

2010

2

17

9

9

8 2

7

2013

52

10

11

6

42

12

4 4 1

2012

15 19

8

12

1

38

21

2011

2

7

6

32

12

1

7

En el último año las importaciones de gashan disminuido en un 5%

Argelia se ha consolidado como primer importador y Nigeria y los paísesdel Golfo Pérsico han perdido peso signi�cativamente

Golfo Pérsico

NigeriaNoruega

Trinidad & Tobago ArgeliaEgipto

Perú

Otros FranciaVariaciónanual

-5%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

54

Figura 3.3.2.-b. Precio medio anual de las importaciones de gas natural a España (2000-2013)

Nota: Se ha considerado GN + GNLFuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

3.3.3. Orígenes y precios del carbón en España

El carbón es el único combustible fósil producido de manera significativa en España. En consecuencia, la dependencia

externa de España en relación al carbón no es tan elevada como en los casos del petróleo o del gas. El carbón nacional

cubrió un 30% de la demanda en 2013, siendo el resto satisfecho mediante importaciones, con Indonesia, Rusia y

Colombia como principales suministradores.

La evolución de la demanda de carbón en España ha seguido en los últimos años una tendencia similar a la curva

de demanda de energía primaria, tendencia que se vio influenciada a partir de 2011 por el “decreto del carbón”, que

permitía dar salida a 10 millones de toneladas del carbón nacional a un precio incentivado. Sin embargo, en 2013,

la demanda del carbón cayó drásticamente debido a la retirada de tal decreto, situando el consumo bajo en niveles

mucho menores (~17 Mt, un 40% menos que en 2012).

Precio medio del gas natural importado en España ( /t)

-6%

289 289 138 196 257 292 318

1,64 1,60 1,59 1,45 1,47 1,46 1,47 1,46 1,26 1,12 1,17 1,15 1,23 1,18Tipo de cambio medioanual (€/$)

-2%

16%

Precio medio anualdel NBP (€/t)

TCMA

200

100

0

400

500

300

2003

176

2002

171

2001

208

2000

175

2013

390

2006

272

2005

208

2004

163

2012

400

2011

336

2010

278

2009

258

2008

332

2007

262


55

Figura 3.3.3.-a. Evolución del consumo de carbón en España y sus principales suministradores

1. Datos preliminares. 2. Las importaciones consideran carbón y derivados. 3. Sólo están incluidas las importaciones realizadas hasta 3Q 2013Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

En lo que se refiere a precios, el precio medio del carbón importado en España, cayó un 7% en 2013, en línea con

los precios del carbón en los mercados internacionales. El precio medio del carbón de importación en España sigue

generalmente las tendencias globales del mercado. En 2013, este mercado se vio afectado por una ralentización de

la demanda en los países emergentes, y por el incremento de las exportaciones de carbón desde Estados Unidos, a

consecuencia de la expansión del shale gas en ese país.

0

50

40

30

20

10

Demanda de carbón (Mt)

2013e1

17

13

4

2012

29

23

6

2011

23

16

7

2010

21

13

8

2009

27

18

9

25

17

2006

42

24

18

42

10

31

2007 2008

21 25

50

75

0

100

12

25

11

17

2013p 3

Origen del carbón importado en España (%)

8

20

9

12

12

5

2010

22

20

18

15

13

15

5

2011

23

19

6

5

3

25

13

28

2012

7

20

7

Fuerte disminución de demanda de carbón en 2013,ligada a la retirada del “Decreto del Carbón”

Colombia pierde peso como suministradoren favor de EE.UU. y Rusia

Indonesia

SudáfricaAustralia

Estados Unidos ColombiaOtros

Rusia

Importación2 Producción nacionalVariaciónanual

+15%

-20%-40%

TCMA

A �nales de 2010 entró en vigorel Real Decreto de ayudas al carbón

y en 2012 se retiróTCMA

obse

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ener

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56

Figura 3.3.3.-b. Precio medio anual de las importaciones de carbón a España (2000-2013)

1. Engloba todos los productos carboníferos: hulla, lignito, antracita, coque de carbón y otros tipos de carbón. El tipo de cambio utilizado es el de cierre diario de las cotizaciones 2. Promedio de los referentes semanales del Grupo McCloskey’s3. Datos preliminaresFuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

3.3.4. Energía renovable en España

La generación eléctrica renovable ha ido creciendo en España durante los últimos años a ritmos muy elevados, tanto

en potencia instalada (13%) como en producción eléctrica (14%, excluyendo la generación hidráulica, cuya producción

eléctrica es volátil de un año a otro por su dependencia de la pluviosidad).

No obstante, en 2012, la regulación de la generación en régimen especial dio un giro significativo. El Real Decreto-ley

1/2012 procedió a suprimir los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica

a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Por ello el crecimiento observado en la potencia

instalada en el 2013 fue muy moderado (del 4%), comparado con la evolución de los últimos años. No ocurrió lo

mismo con la producción eléctrica, que siguió incrementándose, en parte gracias a un año 2013 con mucho potencial

eólico e hidráulico, y que los centros de generación que ya habían sido admitidos por el Registro de Preasignación de

Retribución todavía tenían derecho a una producción primada.

En cuanto a la evolución a futuro, es probable que la tasa de crecimiento en la potencia instalada renovable se estanque,

y sea menor incluso que el crecimiento observado en 2013, dada la reciente publicación del Real Decreto-ley 9/2013.

100

0

50

150

72

97

55

2004 2003 2002 2001 2000

Precio medio del carbón1 importado en España ( /t)

20133 2007 2006 2005

66 72

79

2012 2011

97

61

82 76

2010 2009 2008

56

106

58

72

48,3 87,3 51,5 74,7 86,6 73,2 63,2 Precio medio anualdel carbón €/t2

-7%


57

Éste anunciaba, entre otras medidas, la corrección con carácter retroactivo de la retribución primada de las plantas de

generación en régimen especial, ajustando sus ingresos a un nivel de rentabilidad “razonable”.

Está previsto que la metodología de cálculo que determine tal nivel de rentabilidad con su liquidación correspondiente

se haga oficial en 2014. En consecuencia, el aumento en la producción eléctrica renovable a futuro debería amortiguarse.

En cuanto a la segmentación de la utilización de energías renovables en España, la generación eólica aparece como

líder indiscutible del sector energético renovable, tanto en generación eléctrica como en potencia instalada, seguida

por la energía solar fotovoltaica.

Figura 3.3.4.-a. Producción eléctrica y capacidad instalada de origen renovable en España (excluyendo hidráulica)

Nota: Excluidos consumos de generación y bombeoFuente: Red Eléctrica Española; elaboración y análisis Fundación Repsol

El crecimiento de la producción eléctrica de origen renovable es aún más destacado cuando se contextualiza dentro

del marco de producción de electricidad en España, que ha disminuido desde 2007 un 7%, de acuerdo con la caída

descrita anteriormente del consumo de electricidad como fuente de energía final. Por otra parte, mientras la producción

derivada de energía nuclear se mantiene estable, disminuye considerablemente la proveniente de ciclos combinados y

centrales de carbón, al ceder estas centrales de generación eléctrica parte de su cuota a las energías renovables.

80

60

40

0

20

09

50

08

40

07

33

00

5

72

13 12

59

11

65

Producción eléctrica (TWh) Potencia instalada (GW)

10

57 30

10

0

20

40

09

19 20

08

3

10

1

00

1

1

4 20

16

16 1

3 1

14

07

1 25

13

23

31

2

23

5

2 1

12

30

23

2

4

1

11

27

21

4

+14%

TCMA

12,9%

TCMA+4%

Fotovoltaica Solar termoeléctrica Térmica renovableEólica

1

Producción de electricidad de origen renovable en España Potencia instalada de generación eléctrica con fuentesde energía renovables

obse

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de

ener

gía

58

En términos de potencia instalada, el crecimiento durante los últimos años ha ido aumentando ligeramente con una

tasa media del 3% desde 2008, aunque moderándose desde 2010. Las energías renovables han sido las principales

responsables de este incremento, y de hecho han sido el único tipo de tecnología que ha incrementado su potencial

instalada desde 2010.

No obstante, como ya anunciamos en nuestro anterior informe, en 2013 se produjo un claro estancamiento del

crecimiento de la potencia instalada debido fundamentalmente al ya mencionado Real Decreto-ley 1/2012, que

promovió la supresión de incentivos económicos para nuevas instalaciones en régimen especial.

Figura 3.3.4.-b. Producción eléctrica y capacidad instalada en España

1. Térmica no renovable de régimen especialFuente: Red Eléctrica Española; elaboración y análisis Fundación Repsol

100

300

0

400

200

00

208

288 281 282

11

281

09 10 08

293

07

295

13 12

274

120

90

60

30

0

24

7

25

6

09

20

13

108

8

12

27

7

20

31

12

108

8

12

27

7

20

30

11

106

8 4

12

27

7

20

28

10

104

8 5

12

27

100

8

12

23

12

00

7

23

08

20

7

20 19

15

7

8

96

07

90

22

52

19

8

7

7

12

3 4 8

8

12

4

18

2

Producción eléctrica (TWh) Potencia instalada (GW)

Producción de electricidad en España Potencia instalada de generación eléctrica en España

-7%

+3%

TCMATCMA

+3%

Nuclear Fuel/gas Carbón Ciclo combinado Otras1 Hidráulica Renovables Intercambios internacionales


59

3.4. Evolución de la intensidad energética y emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en España

3.4.1. Evolución de la intensidad energética en España

La mejora de la intensidad energética (energía primaria consumida por unidad de PIB) ha sido una prioridad para los

distintos países europeos durante los últimos años. Las medidas utilizadas para optimizar este factor pueden ser muy

variadas: desde incluir cambios en el mix de energía consumida utilizando fuentes más eficientes (incrementando,

por ejemplo, la cuota de renovables), hasta favorecer el uso más eficiente de la energía final mediante la regulación

energética de edificios, ayudas en la sustitución de automóviles o incluso medidas de concienciación a la población.

En España, aun habiendo descendido un 11% de 2004 a 2008, el nivel de intensidad energética se ha mantenido

prácticamente estable desde 2009 hasta 2012, en torno a 169 tep/M€. Ello se ha debido fundamentalmente a que tanto el

consumo de energía primaria (éste con una ligera caída) como el PIB se han mantenido estancados durante dicho periodo.

Sin embargo, en 2013, la intensidad energética ha disminuido considerablemente, hasta 162 tep/M€, dada la fuerte

caída de la demanda de energía interna (-6,0%) y el menor descenso del PIB (-1,2%). Este hecho supone un importante

cambio de tendencia respecto al estancamiento observado desde 2009, de magnitud comparable a la caída observada

en el año 2008. El impacto de la segunda recesión en España en los últimos cinco años ha tenido un efecto significativo

en la intensidad energética, en la medida en que ha comportado la reducción de la demanda de energía primaria de

un modo muy significativo.

obse

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60

Figura 3.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética en España (2000-2013) y comparación

con otros países de la Unión Europea (2012)

Nota: Datos de intensidad energética para España calculados como el cociente entre el consumo total de energía primaria (publicados por el Ministerio) y el PIB(publicados por Eurostat)Fuente: MINETUR; Eurostat; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol

Desde 2000 la intensidad energética se ha reducido casi en un 20%. En el gráfico se observa cómo el crecimiento

acumulado de la economía española ha sido significativamente superior a la demanda de energía primaria.

150

200

175

125

250

225

100

13

169

11 12

162 168

10

168

09

168

08

177

07

185

04

199

03

197

02

196

01

196

00

198

tep/M€ 2000 tep/M€ 2000

188

05

196

06 220 200 140 160 180 120 100 80 60 40 20 0

Irlanda

191

Reino Unido

157

Italia 134

Alemania

169

Francia

136

España

101

Bélgica

105

Evolución de la intensidad energética primaria en España Intensidad energética primaria de varios países de la UE-15 en 2012

-11%

-4%

TCMA

0%

UE-15


61

Figura 3.4.1.-b. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento de la energía

y del PIB (índice año 2000=100%)

Nota: Datos de intensidad energética para España calculados como el cociente entre el consumo total de energía primaria (publicados por el Ministerio) y el PIB (publicados por Eurostat)Fuente: MINETUR; Eurostat; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol

3.4.2. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España

Desde la firma del Protocolo de Kyoto, el control de la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) ha marcado la

agenda de la gestión energética de la UE y, en concreto, de España, cuyo objetivo principal ha sido el de sólo aumentar

sus emisiones hasta un 15% en 2012 respecto del nivel de 1990.

Las emisiones de gases de efecto invernadero en España han venido experimentando una reducción significativa

en los últimos años, fundamentalmente desde 2007 a 2009, periodo durante el cual descendieron un 16%. Ello fue

debido al descenso en el consumo de energía, mayoritariamente de las fuentes con mayor nivel de emisiones asociado:

productos petrolíferos, carbón y gas.

Sin embargo, en los años posteriores, se ha producido una ralentización notable en la disminución de emisiones de GEI

(de 2009 a 2012, descenso del 5%), siguiendo una tendencia similar al consumo de energía primaria que, aunque vio

cómo la utilización de petróleo disminuía, también experimentó en su mix una mayor contribución del carbón.

2012 2013 2010

80

140

2011

60

120

2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000

82

Índice: año 2000 = 100%

100

PIB real

Demanda de energía primaria

Intensidad energética

119

98

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de

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62

Si bien los datos de emisiones de GEI en el año 2013 no están todavía disponibles a fecha de redacción de este informe,

todo parece indicar que la combinación entre el descenso de demanda de energía primaria y la reducción del peso

del carbón en el mix energético contribuirán a una reducción significativa de las emisiones de GEI, con lo que España

podría quedar muy cercana a los objetivos establecidos en el Protocolo de Kyoto.

Figura 3.4.2.-a. Evolución de emisiones de GEI en España (2000-2013)

Nota: Emisiones totales procedentes de la combustión de combustibles fósilesFuente: Agencia Europea del Medioambiente (EEA); Ministerio de agricultura, alimentación y medio ambiente; elaboración y análisis Fundación Repsol

En términos comparativos, España se encuentra, no obstante, significativamente por debajo de la media de emisiones

de CO2 per cápita de los países europeos, con una tendencia positiva en el último año, a diferencia de la UE que vuelve

a incrementar su nivel de emisiones.

300

350

200

400

250

450

Mt CO2 e

2012 2010 2008

2004 2002 2000 1990 2006

Objetivo del Protocolo de Kyoto para España Emisiones de GEI en España

-5%

-16%

-1%

4%

+15%


63

Figura 3.4.2.-b. Emisiones de CO2 per cápita en España

Nota: Datos 2012 estimados a partir de los datos de emisiones publicados en el Statistical Review of Energy BP Fuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE); Economist Intelligence Unit (EIU); Eurostat; BP Statistical Review, 2013; elaboración y análisis Fundación Repsol

6

8

10

4

2

0

5,9

7,1

4,6

2010

5,8

7,5

4,4

2009

6,2

7,3

4,3

2008

7,0

8,0

4,4

2007

7,7

8,2

4,4

2006

7,5

8,4

4,3

2005

7,8

8,4

4,2

2004

7,7

8,5

4,1

2003

7,4

Mundo

2012e

5,8

7,4

4,6

2011

España

UE-15

8,6

4,0

2002

7,3

8,4

3,9

2001

7,0

8,48,3

7,1

3,9

3,9

2000

Emisiones per cápita (tCO2/habitante)

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64

4 Evolución de la Eficiencia Energética en España y la UE-15 a través del IE2-R y el IE2-Rpp

Los Índices Repsol de Eficiencia Energética tienen el objetivo de contribuir al análisis de la evolución de la Eficiencia

Energética en España y a la evaluación del impacto de las políticas destinadas a su mejora.

Los índices se basan en la medida de la eficiencia en la demanda de energía primaria y, por tanto, consideran no

sólo la eficiencia del consumo de energía final sino también la de los consumos asociados a la producción, transporte

y transformación de la energía. El Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna (IE2-R) considera la eficiencia de la

producción, transformación y consumo final de la energía dentro de un país, mientras que el Índice Repsol de

Eficiencia Energética del Pozo al País (IE2-Rpp) considera la producción, transformación y transporte internacional de las

importaciones netas de energía del país.

Los índices se incrementan en caso de mejora de la Eficiencia Energética, y se reducen en caso de empeoramiento de

la misma. Los índices se desglosan a nivel sectorial y se calculan tanto para España como para los demás países de la

UE-15, con el fin de ofrecer un análisis comparativo de los resultados.

Como cada año, Fundación Repsol presenta actualizaciones de los diferentes índices mediante la incorporación de un

año adicional, en este caso 2012. En esta edición, además, hemos incorporado pequeñas modificaciones en los datos

debido a correcciones introducidas en las principales bases de datos usadas como fuente.

Este capítulo revisa, por tanto, la evolución de los índices de Eficiencia Energética en España. Comienza con un análisis

de la Eficiencia Energética interna en España, y posteriormente, se trata su evolución a nivel sectorial. Por último,

analizamos el índice de eficiencia del pozo al país a nivel español.


65

4.1. Evolución de la Eficiencia Energética interna en España y la UE-15

En 2012, el Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna en España aumentó dos puntos con respecto del año anterior.

Dicho crecimiento, se encuentra en línea con la tendencia observada en los últimos años, correspondiente a una tasa

de crecimiento anual del 1,3% desde el año 2000.

Figura 4.1.-a. Evolución del IE2-R en España

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; Instituto Nacional de Estadística (INE); Instituto para la Diversidad y Ahorro de la Energía (IDAE); Odyssee; PRIMES; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Como se verá con detalle en las páginas siguientes, la mejora en Eficiencia Energética observada en 2012 se debió

fundamentalmente al aumento de la eficiencia del sector industrial, derivado de una caída significativa del consumo

unitario de energía final. Sin embargo, tal impacto se vio amortiguado por una disminución notable de la eficiencia de

transformación a nivel global.

80

120

110

100

90

2000 2004

98,4

2003

101,7

2005

100,0

2013e

111,2

2012

96,2

110,1

2011

108,1

2010

105,3

2009

IE2-R Global (2005 = 100)

2002

95,6

2001

95,9

106,4

2008

103,4

2007

102,4

2006

94,2

Mejora laE�ciencia Energética

Empeora laE�ciencia Energética

TCMA

+1,3%

+2,0p

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66

A nivel sectorial, el aumento del Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna en España fue debido al impacto de los

sectores de industria (incremento de 6,5 puntos) y servicios (1,6 puntos). El primero, representa aisladamente el 30% de

la demanda de energía primaria en España, por lo que su peso es predominante en la tendencia general. Por otro lado,

los sectores de transporte y residencial cayeron 0,4 puntos y 1,3 puntos respectivamente.

Figura 4.1.-b. Evolución de los IE2-R sectoriales en España (2000-2012)

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; Instituto Nacional de Estadística (INE); Instituto para la Diversidad y Ahorro de la Energía (IDAE); Odyssee; PRIMES; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Para 2013, estimamos que el índice global se mantenga en una tendencia ligeramente creciente. Se espera que dicha

evolución sea debida a un estancamiento de la eficiencia en los sectores del transporte e industrial, y a un incremento

de la eficiencia en los sectores de servicios y residencial, debido fundamentalmente a dos factores:

• Un notable aumento de la penetración de las energías renovables en el mix de generación eléctrica, que

deriva en una mejora de la eficiencia de la transformación. (Estos dos sectores son los que más dependen

de la electricidad para su consumo energético).

• Una reducción del consumo de energía final en ambos sectores.

160

140

120

100

80

2006

104 100

2004

97 95

2002

99 100

2000

95

2010

99 102

2008

96 99

IE2-R Evolución (2005 = Índice 100)


2013e

112

2012

112 105

Informe Fundación Repsol

160

140

120

100

80

114 115

2010

118 120

2008

115 109

2006

103 100

2004

93

2013e

117

2012

99 96

2002

90 91

2000

160

140

120

100

80

2013e

95

2000

96 100

2004

99 97

2002

92

119

2012

117 116

2010

116 115

2008

110 102

2006

97

100

80

160

120

140

2013e

102

2012

103 103



2002

97 95

2000

93

2006

101 100

2004

99 98

2010

99 99

2008

102 102

Transporte Industria

Residencial Servicios

-0,4

-1,3

+6,5

+1,6


67

En comparación con la UE-15, España se encontró por debajo de la media europea de Eficiencia Energética en los

sectores de industria y transporte, y por encima en los sectores residencial y de servicios. Sin embargo, en la evolución

de 2011 a 2012 se observaron tendencias positivas (en el sentido de un aumento en la Eficiencia Energética más intenso

que la media europea) en todos los sectores a excepción del transporte.

Figura 4.1.-c. Comparación de la Eficiencia Energética de España con la UE-15 a nivel global y sectorial

1. Positivo si la variación 2011-2012 experimentada por España es considerada mejor que la experimentada por la UE-15 en su conjunto, un aumento mayor, una reducción menor o un aumento vs. una disminución; negativo en caso contrarioFuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; Ministerio de Industria, Turismo y Comercio; Instituto Nacional de Estadística; Odyssee; PRIMES; Agencia Internacional de la Energía; elaboración y análisis Fundación Repsol

En los apartados posteriores analizaremos con detalle las razones que justifican las tendencias observadas en el Índice

de Eficiencia Energética Interna (IE2-R), principalmente las variaciones de los indicadores sectoriales de intensidad

energética y de las eficiencias de transformación de las diferentes fuentes de energía. La siguiente figura ofrece un

resumen de estas tendencias.

50

100

0

25

125

75

100 91

Comparación España vs. UE-15 en 2012 (UE-15 = 100)

Comparación global

UE-15 España

100

125

50

25

75

0


102

Industria

100

Residencial

100 91

Servicios

122

86 100

Transporte

100

Var. 2011-2012 España vs. UE-151 - + + +

9,1p

España se sitúa 10p por debajo de los niveles de la UE-15... ... con diferente comportamiento de la e�ciencia según el sector

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68

Figura 4.1.-d. Perspectiva global de los resultados del IE2-R

Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; AIE; elaboración y análisis Fundación Repsol

Sectores España2012 vs. 2011

España vs. UEen 2012

IE-2R consolidado

Transporte

Residencial

Industria

Servicios

Transformación

Indicadores

Índices IE2-R

Ponderación

Ponderación según consumo de energía primaria

x

x

x

x

+

+

+

Intensidad barco (mercancías)

Intensidad residencial

Transformación petróleo Transformación gas

Transformación carbón

Intensidad química Intensidad metales

Intensidad alimentación y tabacos Intensidad minerales

Intensidad textil Intensidad papel

Intensidad servicios

Intensidad tren (pasajeros) Intensidad autobús (pasajeros)

Mix modal mercancías Intensidad camión (mercancías)

Intensidad tren (mercancías)

Intensidad avión (pasajeros)

Mix modal pasajeros Intensidad automóvil (pasajeros)

Transformación electricidad

102,6 33%

21%

32%

15%

xx%

113,9

111,9

117,4

xx%

110,1


69

4.2. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector transporte en España

El sector del transporte, que representó en 2012 en torno a un 33% del consumo de energía primaria en España, se

diferencia típicamente entre transporte de pasajeros y transporte de mercancías. En 2012, el índice IE2-R de transporte

se redujo 0,4 puntos, contrarrestando así el importante aumento que se había producido en 2011, de 3,9 puntos.

Figura 4.2.-a. Evolución del IE2-R del transporte

Fuente: Instituto Nacional de Estadística; Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

140

120

100

80

60

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

102,6 103,0 99,1 99,4

101,6 102,0 101,0 100,0 98,9 97,6 96,9 94,7

93,2

IE2-R transporte

-0,4+3,9

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de

ener

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70

Los principales factores que influyeron en la reducción en la eficiencia fueron:

• Un empeoramiento significativo de la eficiencia de transformación del sector (-1,2%) debido a la creciente

penetración del biodiesel (81% de eficiencia de transformación) y de la electricidad (41% de eficiencia de

transformación), en detrimento de la aportación de productos petrolíferos (92% de eficiencia de transformación).

• Una disminución del consumo unitario del transporte de pasajeros (-1,7%).

No obstante, el mix modal experimentó una evolución positiva, con una transferencia tanto de pasajeros como de

carga hacia medios de transporte más eficientes (tren, autobús, barco).

Figura 4.2.-b. IE2-R del sector transporte (2000-2012)

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol; elaboración y análisis Fundación Repsol

A continuación se detalla el desglose de los comportamientos del consumo unitario de energía en transporte, tanto de

pasajeros como de mercancías, así como de la eficiencia de transformación del sector.

90

80

120

110

100

93,2

IE2-R transporte (2005 = 100)

2012

102,6

2011

103,0

2010

99,1

2009

99,4

2008

101,6

2007

102,0

2006

101,0

2005

100,0

2004

98,9

2003

97,6

2002

96,9

2001

94,7

2000

150

0 50

100

Consumo unitario energía �nal tte. de pasajeros (tep/Mpas·km)

2012

38,6 39,2

2010

40,4 43,6

2008

38,8 40,2

2006

40,5 40,5

2004

40,4 40,4

2002

40,6 41,3

2000

41,6

100

50

150

2012

89,3 90,4

2010

91,0 91,5

2008

91,7 91,3

2006

91,2 91,2

2004

91,1 91,1

2002

91,7 91,5

2000

91,3

Indicador de e�ciencia de transformación transporte (%)

150

50 100

0

Consumo unitario energía �nal tte. mercancías (tep/Mt·km)

2012

58,9 58,8

2010

62,8 55,4

2008

63,5 60,0

2006

60,6 61,9

2004

63,6 65,2

2002

66,8 68,7

2000

70,3

El índice de E�ciencia Energética del sector de transporte disminuyóen 0,4 puntos en 2012...

... principalmente por la caída de la e�ciencia de transformación

-1,7%

+0,1%

-1,2%

-0,4p


71

Figura 4.2.-c. Detalle por indicador de la Eficiencia Energética del sector transporte a través del IE2-R

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

A continuación revisamos individualmente las eficiencias de cada medio de transporte.

4.2.1. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de pasajeros en España

Los principales factores que explican de la evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de pasajeros en 2012

fueron las variaciones del mix modal del transporte de pasajeros, que se orientó hacia medios más eficientes, y la

evolución positiva de su consumo unitario de energía (energía por pasajero-kilómetro), con reducciones de hasta un

11%, según el medio.

E�ciencia primaria Indicadores de energía �nal

E�ciencia transporte (IE2-R transporte)

Mix modal pasajeros

Mix modal mercancías

Consumo unitario de pasajeros (tep/Mpas·km)

Consumo unitario de mercancías (tep/Mtkm)

Consumo unitario coche (tep/Mpas·km)

Consumo unitario autobús (tep/Mpas·km)

Consumo unitario tren (tep/Mpas·km)

Consumo unitario avión (tep/Mpas·km)

Consumo unitario camión (tep/Mt·km)

Consumo unitario barco (tep/Mt·km)

Consumo unitario tren (tep/Mt·km)

Coche (%)

Autobús (%)

Tren (%)

Avión (%)

Camión (%)

Barco (%)

Tren (%)

Indicador de transformación en transporte (%)

% contribución en pas·km

% contribución en t·km

2011 2012 2011/2012103,0 102,6 0,4p

2011 2012 2011/201239,2 38,6 -1,7%

2011 2012 2011/201242,9 42,9 0%

2011 2012 2011/20124,7 4,6 -1,0%

2011 2012 2011/201214,7 13,2 -10,7%

2011 2012 2011/2012107,1 94,9 -11,4%

2011 2012 2011/201263,5 63,5 0%

2011 2012 2011/201283,3 82,7 -0,6p

2011 2012 2011/20124,2 4,2 0p

2011 2012 2011/20126,4 6,5 0,1p

2011 2012 2011/201211,9 12,0 0,1p

2011 2012 2011/201277,5 77,3 -0,2p

2011 2012 2011/201212,8 13,1 0,3p

2011 2012 2011/20123,9 4,2 0,3p

2011 2012 2011/201229,4 29,5 0,5%

2011 2012 2011/201254,9 59,7 8,6%

2011 2012 2011/201258,8 58,8 0,1%

2011 2012 2011/201290,4 89,1 -0,5p

obse

rvat

orio

de

ener

gía

72

En relación al mix modal, se observaron leves trasvases de pasajeros desde el coche (-0,2 puntos) hacia el autobús y el

tren (ambos crecieron 0,1 puntos en cuota), siendo éstas las alternativas más eficientes.

Figura 4.2.1.-a. Evolución del mix modal para el transporte de pasajeros

Nota: Mix excluyendo transporte aéreo internacional; calculado con base en datos PRIMES para 2000 y 2005 y evoluciones previstas para los demás períodosFuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol

Los consumos unitarios para cada medio de transporte se tratarán en los apartados siguientes, diferenciando entre

coches, autobuses, trenes y aviación doméstica.

75

25

100

50

0

77,3

12,0

6,5 4,2

7,9 1,1

2011

82,4

8,5

2011

77,5

2012

82,5

11,9

6,4 4,2

Pas·km (%)

8,0 1,2

2012

8,5

120 100 80 60 40 20 0

13,5

4,6

94,9

Autobús

42,9

Consumo unitario (tep/Mpas·km)

Avión

Coche

Tren

2011 / 2012

Mix modal de pasajeros Consumos unitarios en España 2012

-1,0%

-10,7%

0%

-11,4%

El uso del coche y avión en España disminuyó a favor del tren y autobús El avión y el coche son los medios de transporte más ine�cientes

Coche Autobús Tren Avión


73

Figura 4.2.1.-b. Indicadores y factores explicativos del consumo unitario del transporte de pasajeros

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.1.1. Evolución del transporte de pasajeros en coche

El consumo unitario para el transporte de pasajeros en coche en España se mantuvo constante en 2012, dada la

reducción tanto del consumo de energía (-0,4 puntos) como de su propia utilización (-10 puntos).

Mix modal de pasajeros (%)

Uso de capacidad

E�ciencia delvehículo

Tamaño del parque (coches/capita)

Mix modal de pasajeros (%)

Uso de capacidad

E�ciencia de los trenes

Tasa de ocupación (aprovechamiento)

Edad de la �ota

Motorización

Tasa de ocupación

Uso de capacidad

E�ciencia de los autobuses


Edad de la �ota

Motorización

Uso de capacidad

E�ciencia de los aviones


Edad de la �ota

Motorización

Edad de la �ota (% autos > 10 años)

Tipo de motorización (% diésel)

Carreteras (Índice)

Motorización (cilindrada media)

Velocidad (media)

Trá�co (vehículos/día)

Indicadores de e�ciencia del IE2-R Otros factores explicativos

2011 2012 2011/201239,2 38,6 -1,7%

2011 2012 2011/201242,9 42,9 0%

2011 2012 2011/20124,7 4,6 -1,0%

2011 2012 2011/201214,7 13,2 -10,7%

Consumo unitario transportepasajeros (tep/pas·km)

Consumo unitario pasajeroscoche (tep/Mpas·km)

Consumo unitario pasajerosautobús (tep/Mpas·km)

Consumo unitario pasajerostren (tep/Mpas·km)

2011 2012 2011/2012107,1 94,9 -11,4%

Consumo unitario pasajerosavión (tep/Mpas·km)

obse

rvat

orio

de

ener

gía

74

Figura 4.2.1.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en coche

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.1.2. Evolución del transporte de pasajeros en autobús

El consumo unitario del transporte de pasajeros en autobús se redujo un 1% en 2012, caída que estuvo condicionada

por dos fenómenos. Por una parte, el número de pasajeros-km descendió un 1,8%, después de que en 2011 aumentase

un 9,5%. Por otro lado, el consumo energético del transporte de pasajeros sufrió una caída del 2,8%. Aunque no existen

datos públicos al respecto, la combinación de ambos fenómenos induce a pensar que disminuyó el factor de ocupación

de los autobuses de pasajeros en 2012.

60

40

0

20

80

2007 2005 2012

43,6

2011

44,1 48,4

41,7 43,2

2006 2009 2008 2004

Consumo unitario de energía �nal en el transporte de pasajeros por carretera (tep/Mpas·km)

2010

42,9 43,0 44,4 42,9 44,8

2002

45,2

2001

45,6

2000

46,0

2003

20

0

30

10

2008 2002 2006

15,0 15,4

2004

15,8 17,0 16,6 16,3 16,2 15,8

Consumo coche (Mtep)

2012

15,0 15,4

2010

18,3 14,3 14,7

2000

500

1.000

0

345

2002

357 369

2004

381

Transporte coche (Gpas·km)

2012

349 359

2010

368 377

2008

389 394

2006

333 322

2000

311

El consumo unitario del transporte de pasajeros en coche se mantuvoconstante en 2012

Los pasajeros-km transportados disminuyeron a la parque el consumo total

0,0%

-0,4%

-10p


75

Figura 4.2.1.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en autobús

Fuente: Eurostat; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.1.3. Evolución del transporte de pasajeros en tren

El transporte de pasajeros del sector ferroviario experimentó una reducción del consumo unitario del 10,7% en 2012.

Dicha reducción, se encuentra en línea con lo observado desde 2006, año desde el cual el consumo unitario ha ido

decreciendo con una tasa media anual del 7,4%.

El volumen de pasajeros-km transportados por ferrocarril disminuyó un 1,4% en 2012, mientras que el consumo

energético del sector ferroviario relativo a pasajeros se redujo un 12%. Sin embargo, la caída del consumo unitario no

debería ser sólo atribuible a un incremento del factor de ocupación de los trenes, sino también a la mejora de la red

ferroviaria, con la penetración de las líneas de alta velocidad como factor clave para la reducción del consumo.

15

0

5

10

2003 2007 2005 2012

5,1

2011

5,2 5,4 4,7

5,1

2006 2009 2008 2004

Consumo unitario de energía �nal en el transporte de pasajeros en autobús (tep/Mpas·km)

5,3

2010

4,7 5,3

4,6 5,3

2002

5,4

2001

5,4

2000

5,5

0

500

250

2008 2002 2006

279 280

2004

265 285 285 284 272 282

Consumo autobús (miles tep)

2012

251 258

2010

306 275 277

2000

50

0

100

150

52,8

2002

53,7 54,6

2004

55,3

Transporte autobús (Gpas·km)

54,2 55,2

2010

50,4 56,5

2008

57,7 56,0

2006

52,0 51,1

2000

50,3

2012

El consumo unitario del transporte en autobús disminuyó un 1% en 2012... ... debido a una caída de los pasajeros-km y cierta caída del consumo total

-1,0%

-2,8%

-1,8%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

76

Figura 4.2.1.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en tren

Fuente: Eurostat; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.1.4. Evolución del transporte de pasajeros en avión

El consumo unitario del transporte de pasajeros en avión cayó un 11,4% en 2012, después de haber disminuido un 8%

en 2011, alcanzando niveles de consumo equivalentes a los de 2005. Tal reducción fue fundamentalmente debida a la

disminución del consumo energético (-13,5%) y a la reducción, de menor envergadura, del volumen de pasajeros-km

transportados (-2,3%).

20

40

60

0

14,0

2004 2008 2006

18,0

2012

20,9

16,2 15,3 16,3

2007 2010 2009 2005

14,7

2011

13,1 16,8 16,4

2003

17,2

2002

17,1

2001

14,7

Consumo unitario de energía �nal en el transporte ferroviario de pasajeros (tep/Mpas·km)

2000

800

0

1.200

400 475 441 499

355 454

2004

577 438

2008

503

2006

461 456

2000

Consumo (ktep)

2012

385

2010

378

2002

448

60

0

20

80

40 26

2002

27

2012

27

2004

28

Transporte (Gpas·km)

29 30

2010

29 30

2008

31 28

2006

26 26

2000

25

-12,0%

-1,4%

-10,7%

+7,0% -7,4%

El consumo unitario en el transporte de pasajeros en trendisminuyó un 10,7%...

... debido a una disminución del consumo energético y un aumentode los pasajeros-km

TCMA TCMA


77

Figura 4.2.1.4.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en avión

Nota: Datos para transporte aéreo internoFuente: Eurostat; Ministerio de Fomento; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.2. Evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de mercancías en España

Los principales factores que influyeron en la evolución de la Eficiencia Energética en el transporte de mercancías en

2012 fueron, como en el caso del transporte de pasajeros, las variaciones positivas del mix modal de transporte y

la evolución negativa o constante del consumo unitario de energía (por tonelada transportada) de cada uno de los

medios de transporte, con incrementos de hasta un 8,6%, en el caso del tren.

100

150

50

108,8

2004 2008 2006

98,0

2012

95,0

116,7

102,3 105,6

2007 2010 2009 2005

107,1

2011

94,9 95,9 92,4

2003

91,5

2002

93,6

2001

103,9

Consumo unitario de energía �nal en el transporte aéreo de pasajeros (tep/Mpas·km)

2000

4

0

6

2 2,3

1,9 2,4

1,9 1,7

2004

2,3 2,1

2008

2,4

2006

2,1 2,2

2000

Consumo aéreo (Mtep)

2012

1,8

2010

1,9

2002

1,6

60

0

20

80

40 18,9

2002

20,6

2012

23,0

2004

24,0

Transporte aéreo (Gpas·km)

19,0 19,5

2010

19,9 20,4

2008

22,3 24,3

2006

17,5 18,0

2000

17,4

El consumo unitario del transporte aéreo cayó un 11,4% en 2012... ... impulsado por una fuerte disminución del consumo de energía

-13,5%

-2,3%

-8% -11,4%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

78

El mix modal del transporte de mercancías evolucionó en 2012 hacia medios de transporte más eficientes (reducción

del uso del camión y mayor utilización del tren y el barco), pero con variaciones pequeñas. En consecuencia, su efecto

en la Eficiencia Energética total fue reducido.

Figura 4.2.2.-a. Evolución del mix modal para el transporte de mercancías

Fuente: Eurostat; Comisión Europea, Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol

La mejora del mix modal amortiguó el empeoramiento del consumo unitario tanto del barco como del tren,

manteniendo el consumo unitario total del transporte de mercancías constante (+0,1 puntos).

100

75

50

25

0

t·km (%)

2012 2011

13,1

82,7

14,6

72,5 71,6

15,2

83,3

2012 2011

13,2 12,9 4,2 3,9

12,8

40 80 60 20 0

Tren

Camión

59,7

63,5

Consumo unitario (tep/Mt·km)

29,5 Barco

2011 / 2012

Mix modal de mercancías Consumos unitarios en España 2012

El camión redujo su participación en el transportede mercancías en España... ... siendo éste el medio de transporte de mercancías más ine�ciente

-0,5%

8,6%

0%

Barco Tren Camión


79

Figura 4.2.2.-b. Indicadores y factores explicativos de la Eficiencia Energética del transporte de mercancías

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol

El detalle de los consumos unitarios para cada medio de transporte se tratará en los apartados siguientes, diferenciando

entre camiones, barcos y trenes.

4.2.2.1. Evolución del transporte de mercancías por carretera

El consumo unitario del transporte de mercancías por carretera se mantuvo constante durante 2012, tras la caída del

4% experimentada en 2011. Esta variación se debió a la reducción total del consumo energético del transporte de

mercancías por carretera (-0,5 puntos), y a la reducción paralela de la carga transportada (-7 puntos).

Mix modal de mercancías (%)


Mix modal de mercancías (%)

Uso de capacidad



Edad de la �ota

Motorización

Uso de capacidad



Edad de la �ota

Motorización (% diésel)

Edad de la �ota (% camiones > 10 años)

Carreteras (km)

Motorización

Espacios logísticos

Indicadores de e�ciencia del IE2-R Otros factores explicativos

2011 2012 2011/201258,8 58,9 0,1p

2011 2012 2011/201263,5 63,5 0%

2011 2012 2011/201229,4 29,5 0,5%

Consumo unitario transportemercancías (tep/Mt·km)

Consumo unitariomercancías camión(tep/Mt·km)

Consumo unitariomercancías barco(tep/Mt·km)

2011 2012 2011/201254,9 59,7 8,6%

Consumo unitariomercancías tren(tep/Mt·km)

Uso de capacidad Tasa de ocupación (aprovechamiento)

obse

rvat

orio

de

ener

gía

80

Figura 4.2.2.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías por carretera

Fuente: Eurostat; Ministerio de Fomento; PRIMES; Odyssee; elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.2.2. Evolución del transporte de mercancías por barco

El consumo unitario del transporte de mercancías por barco aumentó un 0,5% en 2012, lo cual supuso una ruptura de

la tendencia decreciente que se había mantenido desde 2007 con una tasa de crecimiento media anual del 11,8%. El

leve incremento en el consumo unitario del transporte marítimo se debió fundamentalmente a la reducción de la carga

transportada (-0,5%).

80

0

40

120

77,9

2004 2008 2006

61,1

2012

62,4 66,3

57,0

65,6

2007 2010 2009 2005

63,5

2011

63,5 63,7 66,3

2003

69,0

2002

71,9

2001

74,8

Consumo unitario de energía �nal en el transporte de mercancías por carretera (tep/Mt·km)

2000

10

0

20

40

30

13,4 14,1 15,4 11,6 13,4

2004

15,5 12,7

2008

16,1

2006

11,7 14,9

2000

Consumo (Mtep)

2012

12,2

2010

12,2

2002

12,8

400

200

600

0

195

2002

213

2012

233

2004

248

Carga (Gt·km)

192 200

2010

203 204

2008

234 264

2006

178 163

2000

149

-7p

-0,5p

+8,5%-6,1%

-4%

0,0%

El consumo unitario del transporte en camión se mantuvo constantedurante 2012...

... debido a una similar caída del consumo y la carga

TCMATCMA


81

Figura 4.2.2.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías marítimo

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

4.2.2.3. Evolución del transporte de mercancías en tren

El consumo unitario del transporte ferroviario de mercancías aumentó un 8,6% en 2012, redirigiendo así la tendencia

decreciente del 16,8% anual que mantenía desde 2009. El principal factor explicativo de tal aumento fue el importante

crecimiento del consumo energético (+11%). Paralelamente la carga transportada (en toneladas-km) creció un 2,1%.

80

0

40

120

44,5

2004 2008 2006

48,6

2012

48,3

37,3 38,7

46,4

2007 2010 2009 2005

29,4

2011

29,5

47,9 47,2

2003

46,5

2002

45,8

2001

45,1

Consumo unitario de energía �nal en el transporte marítimo de mercancías (tep/Mt·km)

2000

2

0

1

3

1,1 1,5 1,4 1,4 1,5

2004

1,6

0,9

2008

1,6

2006

1,2 1,5

2000

Consumo marítimo (Mtep)

2012

0,9

2010

1,4

2002

1,4

0

90

30

60

31,6

2002

31,8 32,0

2004

32,4

Carga (Gt·km)

30,5 30,7

2010

30,8 31,0

2008

31,2 32,8

2006

31,4 31,2

2000

31,0

2012

0,0%

-0,5%

+0,5%

+1,3% -11,8%

TCMA TCMA

El consumo unitario del transporte marítimo aumentó durante 2012... ... como consecuencia principalmente de un descenso de la carga

obse

rvat

orio

de

ener

gía

82

Figura 4.2.2.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías en tren

Nota: Consumo unitario con base en datos para los años de 2000 y 2005, y extrapolado para los demás años; consideramos el split de consumo de 2008 igual que el de 2009 Fuente: Eurostat; Comisión Europea; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

150

0

50

100

42,4

2004 2008 2006

66,6

2012

56,5

70,7 79,3

67,4

2007 2010 2009 2005

54,9

2011

59,7 64,0

58,3

2003

50,6

2002

45,2

2001

45,7

Consumo unitario de energía �nal en el transporte marítimo de mercancías (tep/Mt·km)

2000

1.500

0

1.000

500

631 653 717 492 572

2004

631 519

2008

748

2006

610 710

2000

Consumo ferrocarril (miles tep)

2012

576

2010

525

2002

515

0

20

40

11,3

2002

11,2 11,1

2004

11,2

Carga (Gt·km)

9,7 9,5

2010

8,9 7,7

2008

10,6 11,2

2006

11,4 11,5

2000

11,6

2012

+11,0%

+2,1%

+8,6%+7,2%

-16,8%TCMA

TCMA

El consumo unitario del transporte de mercancías en trense aumentó en un 8,6%...

... motivado por un fuerte aumento del consumo


83

4.3. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector industrial en España

El sector industrial, que representó en 2012 en torno a un 32% del consumo de energía primaria en España, comprende

diferentes subsectores, entre los cuales destacan: la industria de los metales, tanto los ferrosos (hierro y acero) como los

no ferrosos, la industria de los minerales no metálicos, la industria química, la industria papelera, la industria alimenticia

(incluida la tabacalera) y la industria textil.

El índice de Eficiencia Energética interna del sector industrial experimentó en 2012 un aumento de 6,5 puntos, dando

así continuidad a la tendencia creciente observada desde 2010.

Figura 4.3.-a. Evolución del IE2-R de la industria

Fuente: Instituto Nacional de Estadística; Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

Las palancas que definieron la evolución de la Eficiencia Energética en el sector industria fueron la importante reducción

de la intensidad energética (-14%), y la leve disminución de la eficiencia de transformación (-2%).

140

120

100

80

60

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

111,9

105,3

99,3 101,6

95,7 99,1

104,0

100,0 96,9

95,0

99,3 100,3

95,3

IE2-R industrial (tep/M 2000)

+6,5p

obse

rvat

orio

de

ener

gía

84

Figura 4.3.-b. Evolución de IE2-R del sector industrial y de las intensidades energéticas

Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

El aumento del índice de eficiencia se debió, por tanto, a la evolución de la intensidad energética (consumo por unidad

de VAB) de los sectores con mayor peso en el mix: las industrias de los metales (-10,9%) y minerales no metálicos

(-18,6%), que cayeron junto con la industria textil (-11%). El resto de sectores experimentaron un crecimiento moderado

en su consumo unitario.

2011 2010

90

100

80

2012

120

110

2009 2008 2007 2006 2005

IE2-R Evolución

95,7

99,1

101,6

111,9

105,3

99,3 104,0

100,0

2005

1,0

2009 2008 2007 2006

0,0

2010 2011 2012

0,5

Consumo unitario industria (ktep/ 2000)

0,61 0,71 0,73 0,74 0,71 0,67 0,63

0,71

0

2011 2012 2010 2006

100

50

2009 2008 2007 2005

67,1 66,4 67,6

Indicador de transformación industria (%)

69,6 71,9 70,1 68,0 68,4

-2%

-14%+6,5p

En 2012, el IE2-R industrial tuvo un crecimiento importante de 6,5 puntos... ... debido fundamentalmente a una notable caída del consumounitario energético


85

Figura 4.3.-c. Evolución de intensidad energética en las principales industrias españolas

1. Peso en el mix del sector industrial ponderado en base al consumo de energía primariaFuente: Instituto Nacional de Estadística; Instituto para la diversificación y Ahorro de la Energía; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

La Eficiencia Energética del sector industrial en la UE-15 también presentó en 2012 una mejora significativa con

respecto a 2011, aunque en términos relativos, menor a la alcanzada por España. Como consecuencia, la distancia

de España respecto a la media europea en el índice de eficiencia interna se situó en -26 puntos en 2012. Desde el

punto de vista sectorial, las mayores diferencias entre España y la media europea se produjeron en las industrias de

minerales no metálicos y química (en las que la intensidad energética en España fue un 48% y 40% mayor a la media

europea, respectivamente); en las industrias de la alimentación y textil, las intensidades energéticas de España fueron

relativamente superiores a las de la media europea (18% y 8%, respectivamente); mientras que sólo en la industria

papelera, España presentó una intensidad energética similar a la de la media europea.

2001 2000

1.400

700

2003 2002

0

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004

390

812

1.101

150

211

214

387

677

1.039

131

177

189

319

864

1.043

157

172

219

376

871

1.007

Textiles

Alimentación

Papel

Química

Minerales no metálicos

Metales

92

135

188

411

738

1.089

104

123

164

364

906

1.222

137

150

253

394

967

1.254

131

146

244

411

882

1.177

140

174

220

550

860

1.020

132

757

227

529

786

965

126

162

224

525

682

936

162

190 173

463

Consumo energía �nal unitario (tep/M 2000)

1.087

160

211

224

413

721

1.218

149

210

264 229

26%

26%

25%

9%

12%

2%

-10,9%

-18,6%

12,8%

14,9%

10,0%

-11,0%

Peso enel mix1

TCMA2011-2012

obse

rvat

orio

de

ener

gía

86

Figura 4.3.-d. Comparación del IE2-R de la industria española con el de la industria de UE-15

1. Entendida como el consumo unitario de energía final por unidad de valor añadido (ktep/M€2000) Fuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

La comparación de la intensidad energética entre España y la UE-15 no es, sin embargo, un reflejo exclusivo de la

Eficiencia Energética. En esta comparación es muy relevante la estructura industrial de los distintos países. En la medida

en que la industria española está orientada a productos de menor valor añadido que la industria de otros países

europeos, su intensidad energética debe ser obviamente menor.

900 1.200 600 0 300

125

España 135

0

UE-15 855

España 1.089

0

UE-15 248

España

UE-15 192

España 188

411

0

UE-15 76

España 92

0

UE-15 386

España 738

0

UE-15 E�ciencia Energética en 2012

España respecto a la UE-15

Industria química

Industria minerales no metálicos

Industria metales

Industria alimentación y tabacos

Industria textil

Industria papel

E�ciencia Energética Indicadores de intensidad energética1

Intensidad energética (ktep/M€2000)

40%

-26p

21%

8%

18%

2%

48%


87

4.4. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector residencial en España

El sector residencial fue en 2012 junto al sector transporte uno de los sectores que experimentó un empeoramiento en

la Eficiencia Energética. En concreto, la Eficiencia Energética residencial disminuyó 1,3 puntos en 2012, una tendencia

continuista respecto a la reducción de 3,1 puntos que ya se produjo en el 2010.

Figura 4.4.-a. Evolución del IE2-R residencial (2000-2012)

Nota: Datos corregidos por clima para mejorar la comparabilidad y por PIB para descontar el efecto de utilidad que acompaña el aumento de calidad de vidaFuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

140

120

100

80

60

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

113,9 115,2 118,3

120,3

115,2

109,2

102,8 100,0 99,5

95,7

89,7 90,6 92,9

IE2-R residencial

-1,3

obse

rvat

orio

de

ener

gía

88

El empeoramiento de la eficiencia en el sector residencial se debió fundamentalmente a la reducción de la eficiencia

de transformación (-4%) del sector, que reforzó la tendencia descendente observada en el 2011. Dicho empeoramiento

está principalmente relacionado con dos factores:

• Mayor consumo de electricidad para uso residencial (+3p) con una contribución al mix del sector

residencial del 55%, en detrimento del uso del gas (-3p).

• Menor eficiencia de transformación de la electricidad en España en 2012, consecuencia de la mayor

penetración de la generación con carbón en el mix (+2p).

En contraste, el consumo unitario en el sector residencial (consumo por hogar) sufrió una importante reducción del

2,8% en 2012. Esta reducción se debió tanto al decrecimiento del consumo total del sector (del -4,4 %) como al aumento

del número de hogares (1,4%).

Es importante destacar además que el consumo en el sector residencial se corrige por el PIB per cápita para descontar

el efecto de utilidad que acompaña al aumento de calidad de vida. En cualquier caso, la eliminación de esta corrección

apenas aportaría variaciones significativas al índice de Eficiencia Energética en el sector residencial.

Figura 4.4.-b. Evolución de IE2-R del sector residencial y de las intensidades energéticas

Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

130

120

110

100

90

80

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

IE2-R Evolución

113,9 115,2

118,3 120,3

115,2

109,2

102,8

100,0

0,6

0,0

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

0,4

0,2

Intensidad residencial (tep/hogar)

0,29 0,30 0,31 0,30 0,31 0,32 0,34 0,35

50

100

0

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

Indicador de transformación servicios (%)

63,6 66,2 69,4 68,1 66,6 65,0 64,7 63,9

-4%

-2,8%

-1,3p

En 2012, el IE2-R residencial tuvo una caída moderada de 1,3 puntos... ... debido a un empeoramiento de la intensidad energética


89

4.5. Evolución de la Eficiencia Energética interna en el sector de servicios en España

La Eficiencia Energética en el sector servicios aumentó 1,6 puntos en 2012, recuperando así una senda ascendente que

se había visto amortiguada desde 2010.

Figura 4.5.-a. Evolución del IE2-R servicios (2000-2012)

Nota: Datos corregidos por clima para mejorar la comparabilidad y por PIB para descontar el efecto de utilidad que acompaña el aumento de calidad de vida Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

De manera análoga al sector residencial, las palancas que definieron la evolución de la Eficiencia Energética en el

sector servicios fueron la reducción de la intensidad energética (-0,9%), y la evolución constante de la eficiencia de

transformación. El primer factor se vio condicionado por la reducción del consumo de energía final del sector terciario

(-1,4%) y por una ligera caída del valor añadido del sector (-0,1%).

En cuanto a la eficiencia de transformación, su evolución constante enmascara dos puntos a destacar:

• Mayor consumo de gas (+3p) con una contribución al mix del sector servicios del 7%, en detrimento del

uso de la electricidad (-3p).

• Menor eficiencia de transformación de la electricidad en España en 2012, consecuencia de la mayor

penetración de la generación con carbón en el mix (+2p).

140

120

100

80

60

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

117,4 115,8 115,9 115,5

110,4

102,4

96,9 100,0 99,3

96,6

91,5 94,9 95,8

IE2-R servicios

+1,6p

obse

rvat

orio

de

ener

gía

90

Figura 4.5.-b. Evolución de IE2-R del sector servicios y de las intensidades energéticas

1. La corrección de intensidad de servicios se realiza solamente por clima y manteniendo el VAB a precios de 2000Fuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

140

120

100

80

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

60

IE2-R Evolución

117,4 115,8 115,9 115,5

110,4

102,4

96,9 100,0

0

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

30

20

10

Intensidad servicios corregida1 (tep/M 2000)

16,8 17,0 18,3 17,9 18,8 19,3 20,4 19,9

50

100

0

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

Indicador de transformación servicios (%)

51,4 51,2 55,3 53,8 54,1 51,7 51,6 52,0

En 2012, el IE2-R servicios tuvo un crecimiento moderado del 1%... ... debido a un ligero empeoramiento de la intensidad energética

+1%

-0,9%

0%


91

4.6. Evolución de la eficiencia en la transformación de energía en España

El impacto de la eficiencia en el proceso de transformación de las diversas fuentes de energía primaria a energía final

es trasversal entre todos los sectores e influye en los índices de eficiencia IE2-R sectoriales tratados en los apartados

anteriores. En este sentido, hemos analizado la eficiencia en el proceso de transformación para las fuentes de

energía consideradas en el presente informe: productos petrolíferos, gas natural, carbón, electricidad y bioenergía

(biocombustibles y biomasa y residuos).

La eficiencia en la transformación de la energía experimentó en España una importante caída durante 2012 (-2,9

puntos). Esta evolución dependió de dos factores distintos: las variaciones en el mix de fuentes de energía en el

consumo final, y la evolución de la eficiencia de transformación de cada una de las fuentes. La siguiente figura indica,

de manera esquemática, la variación de cada uno de estos factores en 2012.

Figura 4.6.-a. Indicadores de eficiencia para la transformación de la energía

1. El dato del indicador de transformación global ha variado con respecto datos publicados en el informe de 2011, debido a correcciones introducidas en las principales bases de datos usadas como fuenteFuente: Eurostat; Agencia Internacional de la Energía (AIE); MITyC; elaboración y análisis Fundación Repsol

Indicador de e�ciencia en la transformación1 (Energía �nal/primaria)

Mix de consumo �nal (%)

Peso de electricidad (%)

Peso de productos petrolíferos (%)

Peso de gas natural (%)

Peso del carbón (%)

Peso de los biocombustibles (%)

Peso de la biomasa (%)

E�ciencia de la cadena de electricidad (%)

E�ciencia de la cadena de gas natural (%)

E�ciencia de la cadena de productos petrolíferos (%)

Mix de generación

Pérdidas en transporte

E�ciencia de bombeo

E�ciencia del transformación

Logística

E�ciencia de la cadena de carbón (%)

E�ciencia de la transformación

E�ciencia de biocombustibles (%)

E�ciencia de la cadena de biomasa (%)

Biodiesel 81%

Biogasolina 59%

Biomasa 80% Se asume invariante

en el tiempo

2011 2012 2011/201299,4 99,4 0p

2011 2012 2011/201242,7 41,1 -1,6p

2011 2012 2011/201270,7% 67,8% 2,9p

2011 2012 2011/201292,4 92,4 0p

2011 2012 2011/201213,8 16,8 -3,0p

2011 2012 2011/201225,0 26,1 1,1p

2011 2012 2011/201252,1 47,7 -4,4p

2011 2012 2011/20122,1 1,7 -0,4p

2011 2012 2011/20124,6 4,8 0,2p

2011 2012 2011/20121,8 2,3 0,5p

2011 2012 2011/2012100 100 0p

obse

rvat

orio

de

ener

gía

92

En cuanto a la evolución del mix energético de consumo final, la electricidad, la biomasa y los biocombustibles ganaron

peso en el mix en el año 2012, en detrimento del gas natural, los productos petrolíferos y el carbón, que disminuyeron

ligeramente su cuota.

La caída de la eficiencia global de transformación se debió fundamentalmente a la mayor penetración de la electricidad

en el mix, y a la correspondiente caída de su eficiencia de transformación debido a una mayor contribución del

carbón para su generación. En concreto, en 2012, el carbón ganó tres puntos porcentuales de cuota en el mix de

generación eléctrica, frente al resto de fuentes de energía que se mantuvieron relativamente constantes a excepción

del gas natural, cuya contribución disminuyó cuatro puntos porcentuales. Dada la relativamente baja eficiencia de

transformación eléctrica (ratio de electricidad producida por combustible consumido) del carbón frente a fuentes de

generación eléctrica más eficientes, como las renovables o el gas natural, el indicador global de eficiencia en la cadena

de transformación de electricidad se redujo en 1,6 puntos.

Figura 4.6.-b. Evolución del mix energético en la generación eléctrica y Eficiencia Energética implícita

1. Incluye hidroeléctrica, eólica, solar, biomasa y residuos. 2. El 38% corresponde a una central convencional mientras que el 58% corresponde a una central de ciclos combinados Fuente: Ministerio de Industria Turismo y Comercio; elaboración y análisis Fundación Repsol

-

40

20

0

2012

26

2010

30

2009

33

2002

38

40

20

0

2012

18

2010

15

2009

8

2002

12

40

20

0

2012

25

2010

24

2009

25

2002

22

40

20

0

% en el mix % en el mix % en el mix % en el mix % en el mix

2012

18

2010

17

2009

16

2002

17

0

40

20

2012

5

2010

5

2009

5

2002

6

Renovables 1 Gas natural Petróleo Carbón Nuclear

Mix de energía primaria consumida para la generación eléctrica en España

+1p

+1p+1p-4p

0p

+3p

+1p

+

E�ciencia Energética: ratio de tep de electricidad producida con un tep de combustible

85-98% 38-58%2 45-53% 35-47% 30-35%


93

Dado que cada sector de la economía considerado en el presente informe posee un mix energético específico, la

eficiencia de transformación evolucionó de manera distinta en cada uno de ellos. El sector industrial experimentó la

caída más grande de eficiencia (-1,4 puntos), seguido del sector residencial (-0,8 puntos) y transporte (-0,3 puntos). Por

otro lado, la eficiencia de transformación del sector servicios se mantuvo prácticamente constante. A continuación,

observamos el mix del balance energético por sector.

Figura 4.6.-c. Destino del petróleo, gas natural, electricidad, biomasa y carbón en el balance energético (2012)

Nota: Incluidos únicamente los sectores considerados en los índices de eficienciaFuente: Eurostat; Odyssee; Agencia Internacional de la Energía (AIE); elaboración y análisis Fundación Repsol

80

20

0

80

60

100 60 40 20 0

100

40

6 1

Industria

92

Transporte

42

17

30

6 5

Servicios

17

(%)

68

Residencial

23

18

42

17

1

14 Biomasa

Carbón

Petróleo

Gas natural

Electricidad

obse

rvat

orio

de

ener

gía

94

4.7. Evolución de la Eficiencia Energética del pozo al país a través del IE2-R

En general, los inventarios de consumo energético se limitan a medir el consumo interno dentro de un país, sin descontar

la parte relativa a las exportaciones de energía ni incluir la parte asociada a las importaciones. Esta limitación hace que

los valores de consumo del país no sean del todo realistas. Para no incurrir en esta simplificación, una vez finalizado

el análisis relativo a la eficiencia de consumos internos, examinamos a continuación la evolución de Índice Repsol de

Eficiencia Energética del Pozo al País, IE2-Rpp, que incluye los consumos energéticos asociados a las importaciones netas

de energía del país.

Este análisis es especialmente relevante en España porque, como se ha observado previamente en este informe, el

país es muy dependiente de las importaciones de combustibles fósiles para cubrir sus necesidades energéticas. En

concreto, su producción autóctona es prácticamente inexistente, a excepción del carbón.

Figura 4.7.-a. Evolución del índice IE2-Rpp global en España

Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

140

120

100

80

60

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

109,0

102,6 100,4

98,3 95,6

97,7 100,5 100,0

105,2 108,7

114,6

122,0 124,7

Evolución del índice IE2-RPP global en España (2005 = 100)

+6,4p

MayorE�ciencia Energética


95

En 2012, el Índice Repsol de Eficiencia Energética del Pozo al País en España aumentó 6,4 puntos, siguiendo con la

tendencia de mejora experimentada desde 2011.

El aumento en la eficiencia del pozo al país depende de dos factores: el consumo específico y el factor de eficiencia

del pozo al país. El primero refleja el efecto de la eficiencia en el consumo final de energía, y el segundo muestra las

necesidades energéticas asociadas a la producción e importaciones de los combustibles que se requieren para cubrir

la demanda interna de energía en el país. El incremento del IE2-Rpp, de 6,4 puntos del 2012 se desglosó en una caída del

3% del consumo específico y del 1% en el factor de eficiencia del pozo al país.

Figura 4.7.-b. Factor del consumo específico en España y consumo específico del pozo al país

del índice IE2-Rpp global

1. Factor que refleja el efecto de la Eficiencia Energética en el consumo final sobre la Eficiencia Energética del pozo al país2. Factor que refleja el efecto del mix de combustibles sobre el consumo energético del pozo al país Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

2005 2007

200

150

100

50

0

2012 2010 2008 2006 2009 2011

Índice de E�ciencia Energética global del pozo al país en España (2005 = 100)

Global

109,0 102,6 100,4 98,3 95,6 97,7 100,5

100,0

200

100

0

2012 2010 2008 2006 2005 2007 2009 2011

Evolución factor de consumo del pozo al país (2005 = 100)

102,5 104,0 99,9 104,8 104,8 103,7101,1

100,0

200

2012

100

0

2010 2011 2008 2006 2007 2005 2009

Evolución del consumo de energía �nal especí�co en España (2005 = 100)

90,894,1 100,2 97,4 99,1 97,8 97,6

100,0

Factor de consumoespecí�co1

Factor de e�cienciadel pp2

-3%

+6,4p

-1%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

96

La evolución del factor de consumo depende directamente de la variación de los consumos específicos sectoriales que,

como ya hemos visto a lo largo de este capítulo, ha sido negativa en todos los casos, destacando el sector industrial.

Por otro lado, la caída del factor de consumo del pozo al país estuvo motivada por una importante disminución del

consumo del pozo al país en los sectores residencial y servicios. El sector residencial experimentó la disminución más

fuerte, con una tasa de decrecimiento del 8%, debida a una menor participación del gas natural en su mix (-3,1 puntos),

que requiere un alto consumo energético para su producción, transporte y transformación del pozo al país.

En cuanto al análisis de las fuentes de energía, en 2012, el mayor incremento del consumo unitario del pozo al país se

atribuyó al carbón (+3,8%) y al biodiesel (+20,8%), siendo el gas natural la fuente que experimentó una mayor caída

(-7,88%). Por otro lado, tanto el gas natural como el biodiesel, la electricidad y el carbón, se mantuvieron como las

fuentes con mayor consumo del pozo al país.


97

Figura 4.7.-c. Factores de eficiencia del pozo al país y consumo específicos sectoriales

Fuente: Eurostat; Odyssee; PRIMES; elaboración y análisis Fundación Repsol

20

10

0

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

2006 2005

5,5 6,0 5,9 5,8

Consumo pozo al país transporte (tep / ‘00tep�nal)

Consumo pozo al país industria (tep / ‘00tep�nal)

Consumo pozo al país residencial (tep / ‘00tep�nal)

Consumo pozo al país servicios (tep / ‘00tep�nal) Consumo pozo al país servicios (%)

Consumo pozo al país transporte (%)

Consumo pozo al país industria (%)

Consumo pozo al país residencial (%)

2012 2011 2010 2009 2008 2007

20

10

0

2012

9,1

2011

9,2

2010

9,2

2009

10,1

2008

10,5

2007

10,0

2006

10,0

2005

9,8

20

10

0

2012

7,9

2011

8,6

2010

8,6

2009

9,0

2008

9,6

2007

9,2

2006

9,0

2005

8,3

20

10

0

11,0

2012

9,8

2011

10,4

2010

9,8

2009 2008

11,9

2007

11,2

2006

10,0 10,9

2005

100

50

0

2012

34,6

2011

34,6

2010

32,1

2009

31,0

2008

26,3

2007

29,6

2006

28,9

2005

29,0

100

50

0

33,0

2011

34,3

2012 2010

35,8

2009

36,2

2008

39,2

2007

37,5

2006

37,7

2005

40,3

100

50

0

2012

18,2

2011

19,4

2010

19,3

2009

19,1

2008

19,9

2007

19,3

2006

19,6

2005

18,1

100

50

0

13,6

2007 2008

14,6

2006 2011

13,0

2012 2010 2009

12,8 13,7 12,8 13,9

2005

12,6

0

2008 2012 2010

50

2006 2004

100

200

150

103,8

101,1

99,9

100,0 104,0

104,8

102,5 103,7

Evolución factor de consumo“del pozo al país” (2005 = 100)

x

x

x

x

-1%

-1%

-8%

-6%

+2%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

98

5 Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y la UE-15 a través del I2C-R y el I2C-Rpp

El análisis de los Índices Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero proporciona una visión de

la evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España y la UE-15, y ayuda a completar el estudio de

la Eficiencia Energética realizado en el capítulo anterior. En este análisis consideramos tanto la intensidad de emisiones

de la producción, transformación y consumo final de la energía dentro de un país (mediante el Índice Repsol de

Intensidad de Emisiones Internas de Gases de Efecto Invernadero, I2C-R), como la intensidad de emisiones asociadas a

la producción, transformación y transporte internacional de las importaciones netas de energía del país (mediante el

Índice Repsol de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Pozo al País, I2C-Rpp).

Los índices se desglosan también a nivel sectorial, y se calculan tanto para España como para los demás países de la

UE-15, con el fin de ofrecer un análisis comparativo de los resultados. Cabe resaltar que, a diferencia de los índices de

Eficiencia Energética, un descenso en los índices de intensidad de emisiones debe interpretarse como una mejora, ya

que indica una reducción de las mismas, mientras que un incremento debe interpretarse como un empeoramiento.


99

5.1. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en España y en la UE-15

En 2012, el Índice Repsol de Intensidad de Emisiones Internas de Gases de Efecto Invernadero en España

disminuyó 1,7 puntos.

Figura 5.1.-a. Evolución del I2C-R global en España (2000-2012)

Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

80

120

140

60

100

40

99,7

2004

100,0

2003

87,1

2008

91,7

2007

95,1

2006

96,1

2005 2013e

82,7

2000

100,1

2001

103,5

82,3

2012 2011

I2C-R Global (2005 = 100)

2009 2002

84,4

2010

84,0

99,8 104,3

Reducción de laintensidad de emisiones

Aumento de laintensidad de emisiones

-1,7p

obse

rvat

orio

de

ener

gía

100

El Índice Repsol de Intensidad de Emisiones Internas de Gases de Efecto Invernadero se calcula como la combinación de

dos parámetros: el consumo específico, que muestra la eficiencia en el consumo de energía final, y el factor de emisión,

que considera las emisiones internas medias por unidad de energía final consumida. La disminución del índice de

intensidad de emisiones en 2012 se vio influenciada fundamentalmente por la caída del consumo unitario de energía

(-3,2 puntos) y el incremento del factor de emisión global (+2,2 puntos).

Figura 5.1.-b. Cálculo del I2C-R

1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por cada palanca (pasajeros-km, t-km, VAB, número de hogares)2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumida Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

La variación del factor de emisión acaecida en 2012 se debió fundamentalmente al aumento de las emisiones específicas

por el consumo de electricidad, cuyo incremento fue de un 6,5%, alcanzando así 4.400 kgCO2/tep. Dicho aumento fue

causado por el mayor peso del carbón en el mix de generación eléctrica (2 puntos porcentuales más que en 2011).

Las emisiones unitarias del resto de fuentes también sufrieron un aumento moderado, a excepción del carbón y el

biodiesel, que redujeron sus emisiones de un año a otro.

Factor de consumoespecí�co1

Factor deemisión2

2008 2006 2004 2002 2000

140

120

100

80

60

2012 2010

104,3 100,1

103,5 99,8 99,7 100,0

I2C-R Global (2005 = 100)

82,7 84,4 84,0 87,1

91,795,1 96,1

2010

50

2012 2008 2002 2006 2004

150

2000

100

Evolución consumo especí�co global (2005 = 100)

97,8

99,0

97,9

100,2 94,3 91,6 98,0

100,0

100,9

102,5

101,0

102,8

101,1

2002

150

100

50

2012 2010 2008 2006 2004 2000

Evolución factor de emisión global (2005 = 100)

92,6 91,2 89,0 82,4

88,4 97,3 98,3 100,0 98,7 97,2 102,5 97,3 103,1

-1,7p

+2,2p

-2,7p

x

El I C-R Global en España disminuyó 1,7 puntos en 2012... ... debido principalmente a la caída del consumo unitario de energía2


101

Por otro lado, el mix de combustibles también es un factor clave a la hora de evaluar la evolución de las emisiones. Sin

embargo, en 2012, aunque algunas de las fuentes con mayores emisiones disminuyeron su contribución, como por

ejemplo el carbón (de 2,1% a 1,7%) y los productos petrolíferos (de 52,1% a 47,7%), éstas lo hicieron, en parte, a favor de

la electricidad (de 25% a 26,1%), que tiene una intensidad de emisiones internas más elevada. La cuota de gas natural

también aumentó sustancialmente (de 13,8% a 16,8%).

Figura 5.1.-c. Emisiones específicas por fuente de energía (2010-2012)

Nota: No hay datos de 2012 disponibles para el bioetanol Fuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

A pesar del importante incremento en el factor de emisiones de la electricidad, España se mantuvo todavía por debajo

de la media de la UE-15 en este indicador, gracias a que un alto porcentaje de su generación eléctrica proviene de

fuentes renovables y energía nuclear (en conjunto, un 50% de la electricidad generada en 2012).

1

3

5

4

2

0

Intensidad de emisiones internas (Tm CO2eq / tep �nal)

Biomasa

3,4 3,3

LPG

3,2 3,1

Coque/otros

3,6 3,6

Fuelóleo

3,6 3,5

Gasóleo

3,4 3,4

Queroseno

3,4 3,3

Gasolina

0,0 0,0

Electricidad

4,4 4,1

Biodiesel

0,3 0,5

Carbón

4,2 4,2

Gas natural

2,7 2,6

% contribución al mix en 2012

2011

2012

+2%+2% +2% +2% +2% +2%

0%

+2%

2% 7% 3% 32% 1% 3% 17% 2% 3% 26% 5%

-36%

+7%

0%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

102

Figura 5.1.-d. Emisiones medias en la generación eléctrica en la UE-15

1. Más de un 40% en el mix de generación de energía nuclear más renovablesFuente: Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol

Las variaciones en las emisiones específicas de cada fuente de energía afectaron en diferente medida a los índices

sectoriales, en función de su mix energético. El sector industrial fue el que marcó la tendencia general con una

importante caída de 5,7 puntos, debido a una fuerte reducción de su consumo unitario, principalmente en la industria

metalúrgica y de minerales. Por otro lado, los sectores residencial y de servicios, que tienden a evolucionar de forma

análoga debido a su dependencia de la electricidad como fuente de energía predominante, aumentaron sus índices

de emisiones en 1,9 y 1,7 puntos respectivamente. Por último, el sector del transporte se mantuvo prácticamente

constante con respecto a su tasa de emisiones de 2011 (-0,5 puntos).

9.000

0

6.000

12.000

3.000

4.403

Dinamarca España Finlandia

3.213

Bélgica

2.035

Austria

2.003

Francia

929

Suecia

319

4.989

Emisiones medias de la electricidad en Europa en 2012 (kg CO2eq/tep de electricidad)

4.553

Variación 2011/ 2012 (kg CO2eq/tep de electricidad)Alto contenido de renovables y/o energía nuclear1

UE-15

Grecia

10.411

Irlanda

7.230

Reino Unido

6.997

Alemania

6.802

Italia

6.116

Holanda

5.337

Portugal

5.316

-72,2 -185,8 -518,5 -69,6 -503,9 286,2 -1.485,1 764,6 -335,9 -121,8 107,0 326,1 95,6 74,2

-45,6


103

Figura 5.1.-e. Evolución de los índices I2C-R sectoriales en España (2000-2012)

Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

Para 2013, estimamos que el índice global de intensidad de emisiones de GEI decrecerá ligeramente, lo cual se justifica

tras su desagregación por sectores:

• Observamos una disminución esperada de las emisiones de los sectores de industria, residencial y

servicios, debido a una ligera caída del factor de emisiones, consecuencia a su vez de la mejora del factor

de emisiones de la electricidad en 2013 (por la mayor penetración de renovables).

• Estimamos un aumento de las emisiones de los sectores de transporte y residencial, en ambos casos

derivado de un ligero aumento del consumo unitario, y en el caso del transporte unido a un mayor factor

de emisiones por la menor participación de los biocombustibles en el mix.

40

120

100

80

60

2013e

67,2

2012

68,6 66,9

2010

58,6 68,2

2008

78,7

92,5

2006

97,7 100,0

2004

99,0 98,7

2002

108,0

96,1

2000

96,1

120

100

80

60

40

2010

84,1 87,2

2008

96,1 96,9

2006

92,1

2013e

81,2

2012

81,9

87,6

100,0

2004

99,6 98,7

2002

97,0 93,3

2000

103,6

80

60

40

120

100

I2C-R Evolución (2005 = Índice 100)




2013e

91,8

2012

91,2 91,6

2010

97,7

2008

97,5 97,2

2006

98,9 100,0

2004

101,1 102,3

2002

104,3

106,2

2000

108,7

96,1

80

40

120

100

60

2012

75,1 73,2 74,5

2013e

66,9 71,9

2010 2008

78,9 88,9

2006

95,1 100,0

2004

97,0 97,1

2002

110,3

102,0

2000

101,4



-0,5 -5,7

+1,9+1,7

obse

rvat

orio

de

ener

gía

104

En comparación con el resto de países de la UE-15, España presentó en 2012 una intensidad de emisiones peor a la

media, 16 puntos por encima, a pesar de operar con un mix de generación eléctrica con menores emisiones.

El sector industrial fue el principal causante de esta diferencia, ya que su intensidad de emisiones se situó 46 puntos por

encima de la media europea. Por el contrario, el sector servicios fue el único sector con una intensidad de emisiones

claramente inferior a la media de la UE-15. En cuanto a la evolución con respecto a 2011, los sectores industrial y

residencial fueron los que lograron mejorar su tendencia en comparación con la media europea.

Figura 5.1.-f. Comparación de la intensidad de emisiones internas de GEI en España con la UE-15

1. Positivo si la variación 2011-2012 experimentada por España es considerada mejor que la experimentada por la UE-15 en su conjunto, un aumento menor, una reducción mayor o una disminución en emisiones vs. un aumento; negativo en caso contrarioFuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

50

150

0

100

112

Servicios

100 82

Residencial

100 98

Industria

100

146

Transporte

100


1 - -+ +

150

100

0

50


116

Comparación Global

100

España UE-15

España se sitúa 16 puntos por encima de los nivelesde la media de la UE-15

Var. 2011-2012 España vs. UE-151

Diferente comportamiento de la e�ciencia según el sector


105

En los siguientes apartados analizamos la evolución de la intensidad de emisiones en los diferentes sectores. Debido a la

importancia del mix de consumo de energía final en la intensidad de emisiones, haremos especial referencia a su evolución

a nivel sectorial. A modo de resumen, presentamos la siguiente figura. La flecha ascendente significa que la cuota del

consumo del combustible señalado sobre el total aumentó, mientras que la flecha descendente indica que disminuyó.

Figura 5.1.-g. Evolución de los factores de emisiones sectoriales y del mix de combustibles

Fuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

Intensidad de emisiones de cada fuente de energía

GLP

Elec

tric

.

Carb

ón

Coqu

e

Que

rose

n.

Gas

olin

a

Sectores Factor de emisión total Factor de emisión

Bioc

omb.

Evolución del consumo de fuentes de energía (%)

GN

=

=

=

=

=

=

= =

Gas

óleo

=

Transporte

Residencial

Industria

Servicios

Factores de emisión sectoriales en España (Índice: UE-15 = 100)

Factores de emisión sectoriales medios en la UE-15

Mayor/menor/igual consumo(en España 2011/2012 o en España vs UE-15) =

España 2011 vs. 2012


España vs. UE-15 en 2012



España 2011 vs 2012



+

+

+

40%

17%

30%

13%

Ponderación

= = =

=

= = =

=

=

= =

= =

=

=

=

=

=

=

=

=

116,2

100

112,4

97,8

100

100

145,6

100

82,2

100

obse

rvat

orio

de

ener

gía

106

5.2. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector transporte en España

La intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero en el sector transporte en España cayó 0,5 puntos en 2012.

La reducción de la intensidad de emisiones se debió principalmente a un menor consumo específico (-0,9 puntos),

aunque también se vio influenciada por el leve empeoramiento del factor de emisión sectorial (+0,4 puntos).

Figura 5.2.-a. I2C-R del sector transporte en España (2000-2012)

1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por pasajeros-km o t-km 2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaFuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

60

140

120

100

80

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

I2C-R transporte (2005 = 100)

91,2 91,6 96,1

97,7 97,5 97,2 98,9 100,0

140

60

80

100

120

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

95,2 96,0 100,5 100,6 98,9 98,1 99,0

Evolución consumo especí�co en transporte (2005 = 100)

100,0

80

2007 2008 2009 2006

120

100

2011

60

2012 2010 2005

140

97,1 95,4 95,7 99,9 98,6 99,1

Evolución factor de emisión transporte (2005 = 100)

95,8 100,0 Factor de emisión2

Factor de consumo

especí�co1

El I2C-R del transporte disminuyó 0,5p en 2012... ... derivado de una disminución del consumo especí�code 0,9p y un mayor factor de emisión

+0,4p

-0,9p

-0,5p


107

Como ya se trató en el análisis de los índices de Eficiencia Energética, el consumo unitario en el sector transporte cayó

en 2012 tanto en pasajeros (-1,5%) como en mercancías (-0,1%). En consecuencia, el consumo específico del sector se

redujo también en una magnitud del mismo orden (0,9 puntos).

Por otra parte, el factor de emisión en transporte mejoró ligeramente en 2012 (+0,4 puntos), lo cual se debió

fundamentalmente al incremento del peso de los biocombustibles y del gas natural en el mix de energía.

Figura 5.2.-b. Evolución de las emisiones por unidad de energía consumida en el transporte en España

1. Incluye fuelóleoFuente: Eurostat; PRIMES; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

100

140

120

80

60

Evolución factor de emisión transporte (2005 = 100)

95,8 95,4 95,7 97,1 98,6 99,1 99,9 100,0

Emisiones especí�cas en el transporte Indicadores de emisiones en el transporte

6.000

0

2.000

4.000 3.329

2006

3.357

2005

3.359

2007

3.311

2008

Emisiones especí�cas del transporte (kg CO2eq/tep)

3.214

2009

3.261

2012

3.218

2011

3.206

2010

Mix de energía �nal en el transporte

x

Intensidad deemisiones internas

por fuente de energía(kg CO2eq/tep)

GLP (%)2011 2012 2011/2012

0,07% 0,10% +0,03p

Gasolina (%)2011 2012 2011/2012

16,53% 16,58% +0,05p

Queroseno (%)

Gasóleo1 (%)

2011 2012 2011/20126,51% 6,33% -0,18p

2011 2012 2011/201270,66% 68,97% -1,69p

0,00%Coque/otros (%)

2011 2012 2011/20120,00% -

Gas natural (%)2011 2012 2011/2012

0,11% 0,28% +0,17p

Carbón (%)2011 2012 2011/2012

0,00% 0,00% -

Electricidad (%)2011 2012 2011/2012

0,80% 0,71% -0,09p

Biocombustibles(%)

2011 2012 2011/20125,32% 7,03% +1,71p

Mix de energía �nalen el transporte (%)

+0,4%

+0,4p

obse

rvat

orio

de

ener

gía

108

5.3. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector industrial

El índice I2C-R disminuyó 5,7 puntos en el sector industrial en 2012, continuando con una tendencia decreciente que,

salvo amago de cambio en 2007 y 2011, se ha venido prolongando desde 2005 con una tasa de decrecimiento anual

del 2,8%. Los dos factores que determinan el comportamiento de este índice evolucionaron de manera distinta en

2012. El más determinante fue el consumo específico del sector industrial, que se redujo en 7,3 puntos, mientras que el

factor de emisiones específicas creció en 0,9 puntos.

Figura 5.3.-a. Evolución del I2C-R industrial en España

1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por unidad de VAB 2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

El consumo específico en el sector industrial se redujo en 2012, continuando así con la tendencia descendente de los

últimos años. Este comportamiento, como ya se vio en la sección dedicada a los índices de Eficiencia Energética, fue

común a la mayoría de las industrias analizadas, a excepción de la química, la papelera y la de alimentación.

60

140

120

100

80

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

I2C-R industrial (2005 = 100)

81,9

87,6 84,1

87,2

96,1 96,9

92,1

100,0

140

60

80

100

120

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

90,6 97,9

107,3 102,1 105,3 100,2

94,5

Evolución consumo especí�co industrial (2005 = 100)

100,0

80

2007 2008 2009 2006

120

100

2011

60

2012 2010 2005

140

85,3 89,4 78,4

97,5 91,3

96,7

Evolución emisiones especí�cas industriales (2005 = 100)

90,3 100,0

En 2012, el I2C-R industrial se redujo en 5,7 puntos... ... a causa de una disminución notable del consumo unitario

Factor de emisión2

Factor de consumo

especí�co1

-7,3p

+0,9p

-5,7p

-2,8%

x

TCMA


109

Por otra parte, la evolución de las emisiones específicas del sector industrial continuó con su tendencia de crecimiento

iniciada en 2010. Dicho aumento puede resultar sorprendente ya que, al estudiar el mix de energía final, la contribución

del gas natural, que tiene un nivel bajo de emisiones (2713 kgCO2/tep), creció significativamente (9,2 puntos), mientras

que la del carbón, con un alto nivel de emisiones superior a 4000 kgCO2/tep, disminuyó notablemente (-2,49 puntos).

Sin embargo, en 2012, todas las fuentes de energía a excepción del carbón, el biodiesel y la biomasa, sufrieron un

aumento importante de sus emisiones unitarias con respecto a 2011. Tal acontecimiento explica el leve aumento de las

emisiones específicas del sector industrial.

Figura 5.3.-b. Desglose de la evolución del factor de emisión del sector industria

1. Incluye fuelóleoFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del cambio climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

Desde un punto de vista sub-sectorial, el aumento tan significativo del gas natural se explica con el mayor consumo unitario

de energía de la industria química (+12,8%) y papelera (+14,9%). Por otro lado, la disminución de la penetración del carbón

y los productos petrolíferos se explica con un menor consumo unitario de las industrias metalúrgica y de minerales.

Emisiones especí�cas sector industria Indicadores de emisiones en el sector industria

Mix de energía �nal en industria

x



GLP (%)2011 2012 2011/2012

1,83% 1,68% -0,15p

Gasolina (%)2011 2012 2011/2012

0,00% 0,00% -

Queroseno (%)

Gasóleo1 (%)

2011 2012 2011/20120,00% 0,00% -

2011 2012 2011/20127,58% 5,29% -2,29p


2011 2012 2011/201210,85% -3,77p

Gas natural (%)2011 2012 2011/2012

31,33% 40,58% +9,25p

Carbón (%)2011 2012 2011/2012

9,16% 6,68% -2,49p

Electricidad (%)2011 2012 2011/2012

29,98% 29,66% -0,32p

Biomasa (%)2011 2012 2011/2012

5,50% 5,26% -0,25p

Mix de energía �nalen la industria (%)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

140

120

100

80

60

90,3 89,4

78,4 85,3

91,3 96,7 97,5 100,0

Evolución emisiones especí�cas del sector industria (2005 = 100)

0

2.000

4.000

2005

3.672

Emisiones especí�cas del sector industria (kg CO2eq/tep)

2012

3.317

2011

3.284

2010

2.878

2009

3.133

2008

3.352

2007

3.550

2006

3.581

+0,9p

+1,0%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

110

5.4. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector residencial

El índice I2C-R empeoró 1,9 puntos en 2012 en el sector residencial, continuando con la tendencia ascendente

de 2011. De los dos factores que determinan el comportamiento de este índice, si bien el consumo específico del

sector residencial se redujo en 2,6 puntos, el importante incremento del factor de emisión en 4,6 puntos determinó el

comportamiento global del índice.

Figura 5.4.-a. Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI (I2C-R) en el sector residencial

1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por hogar2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaNota: Consideramos el año 2001 por razones de comparabilidad con la tendencia históricaFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

El consumo específico del sector residencial se redujo notablemente en 2012 (-2,6 puntos). Como ya se vio en la sección

anterior sobre los índices de Eficiencia Energética, dicha disminución está relacionada con los efectos de la crisis económica.

60

140

120

100

80

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

I2C-R residencial (2005 = 100)

75,1 73,2

66,9

71,9

78,9

88,9

95,1

100,0

140

60

80

100

120

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

87,5 90,1 91,9 88,7 90,6 93,2 98,4

Consumo especí�co del sector residencial (2005 = 100)

100,0

80

2007 2008 2009 2006

120

100

2011

60

2012 2010 2005

140

81,1 81,3 72,8

96,7 87,1

95,3

Emisiones especí�cas del sector residencial (2005 = 100)

85,9 100,0

El I2C-R del sector residencial continuó su mejora, con un aumentode 1,9p en 2012...

... derivado de un importante aumento de las emisionesespecí�cas residenciales

Factor de emisión2

Factor de consumo

especí�co1

-2,6p

+4,6p

1,9p


111

En cuanto al factor de emisión, su aumento de 4,6 puntos se produjo debido a diversos factores:

• La contribución al mix del gas natural se redujo 3,1 puntos, siendo ésta una de las fuentes menos

contaminantes.

• La contribución al mix de la electricidad creció 2,5 puntos, siendo ésta la fuente más contaminante.

• Las emisiones específicas de todas las fuentes crecieron, a excepción de las del carbón, biodiesel y biomasa.

Figura 5.4.-b. Evolución del factor de emisión en el sector residencial

1. Incluye fuelóleo Fuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

Emisiones especí�cas residencial Indicadores de emisiones en el sector residencial

Mix de energía �nal en el sector residencial

x



GLP (%)2011 2012 2011/2012

7,65% 7,84% +0,19p

Gasolina (%)2011 2012 2011/2012

0,00% 0,00% -

Queroseno (%)

Gasóleo1 (%)

2011 2012 2011/20120,00% 0,00% -

2011 2012 2011/201210,36% 10,14% -0,22p


2011 2012 2011/20120,00% -0,01p

Gas natural (%)2011 2012 2011/2012

26,07% 23,01% -3,07p

Carbón (%)2011 2012 2011/2012

0,76% 0,72% -0,04p

Electricidad (%)2011 2012 2011/2012

39,74% 42,22% +2,48p

Biomasa (%)2011 2012 2011/2012

15,40% 16,08% +0,67p

Mix de energía �nalen residencial (%)

+1,0%

140

120

100

80

60

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

Emisiones especí�cas del sector residencial (2005 = 100)

85,9 81,3

72,8 81,1

87,1 95,3 96,7 100,0

0

4.000

2.000

3.114

2011

2.948

2010

2.641

2009

2.942

2008

3.159

2007

3.457

2006

3.506

2005

3.627

2012

Emisiones especí�cas del sector residencial (kg CO2eq/tep)

+4,6p

+6,0%

obse

rvat

orio

de

ener

gía

112

5.5. Evolución de la intensidad de emisiones internas de GEI en el sector servicios

El I2C-R del sector servicios aumentó 1,7 puntos en 2012, siguiendo una senda análoga a la descrita por el sector

residencial. De los dos factores que determinan el comportamiento de este índice, si bien el consumo específico del

sector residencial se redujo en 0,8 puntos, el notable incremento del factor de emisión en 2,7 puntos determinó el

comportamiento global del índice.

Figura 5.5.-a. Evolución del I2C-R del sector servicios

1. Factor que refleja la cantidad de energía útil consumida por unidad de VAB 2. Factor que refleja las emisiones de GEI internas por cada unidad de energía útil consumidaNota: Consideramos el año 2001 por razones de comparabilidad con la tendencia histórica Fuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

60

140

40

120

100

80

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

I2C-R sector servicios (2005 = 100)

68,6 66,9

58,6

68,2

78,7

92,5 97,7

100,0

140

60

80

100

120

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

84,4 85,1 91,9 89,8 94,4 97,0

102,3

Consumo especí�co servicios (2005 = 100)

100,0

80

2007 2008 2009 2006

120

100

2011

60

2012 2010 2005

140

76,0 78,6

63,8

95,5 83,4

95,4

Emisiones especí�cas servicios (2005 = 100)

81,3

100,0

-0,8p

+2,7p

+1,7p

Factor de emisión2

Factor de consumo

especí�co1

El I2C-R del sector servicios subió 1,7p en el 2012... ... debido principalmente a un aumento notable de las emisionesespecí�cas


113

La caída del consumo específico, ya tratada en el capítulo relativo a la Eficiencia Energética, se debió fundamentalmente

a la reducción del consumo de energía final del sector terciario (-1,4%).

En cuanto al aumento de las emisiones específicas en el sector servicios, éste se debió principalmente (como en el resto

de sectores) al aumento de las emisiones unitarias de la mayoría de las fuentes con respecto al año anterior. Todo ello,

a pesar de la evolución hacia un mix más eficiente con mayor contribución de gas natural (+5,89 puntos) y menor peso

de la electricidad (-5,83 puntos).

Figura 5.5.-b. Evolución del factor de emisión del sector servicios

1. Incluye fuelóleoFuente: Eurostat; Odyssee; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

Emisiones especí�cas sector servicios Indicadores de emisiones en el sector servicios

Mix de energía �nal en el sector servicios

x



GLP (%)2011 2012 2011/2012

1,95% 1,75% -0,20p

Gasolina (%)2011 2012 2011/2012

0,00% 1,31% +1,31p

Queroseno (%)

Gasóleo1 (%)

2011 2012 2011/20120,00% 0,00% -

2011 2012 2011/201212,21% 11,03% -1,18p


2011 2012 2011/20120,01% 0,00p

Gas natural (%)2011 2012 2011/2012

10,74% 16,63% +5,89p

Carbón (%)2011 2012 2011/2012

0,00% 0,00% -

Electricidad (%)2011 2012 2011/2012

74,42% 68,6% -5,83p

Biomasa (%)2011 2012 2011/2012

0,67% 0,68% +0,01p

Mix de energía �nalen sector servicios (%)

+1,0%

+2,7p

+3,0%

140

120

100

80

60

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

Emisiones especí�cas internas del sector servicios (2005 = 100)

81,3 78,6

63,8

76,0 83,4

95,4 95,5 100,0

0

4.000

2.000

6.000

3.952

2011

3.821

2010

3.101

2009

3.695

2008

4.056

2007

4.635

2006

4.643

2005

4.861

2012

Emisiones especí�cas internas sector servicios (kg CO2eq/tep)

-3,9%

TCMA

obse

rvat

orio

de

ener

gía

114

5.6. Evolución de la intensidad de emisiones de GEI del pozo al país a través del I2C-Rpp

El análisis de la intensidad de emisiones internas tiene la limitación de no considerar las emisiones de los procesos de

producción, transporte internacional y transformación asociados a las importaciones netas de energía en España (entre

las cuales se incluirían, por ejemplo, las emisiones asociadas a la producción del petróleo o el gas natural importado).

Resulta necesario, por tanto, abordar el análisis de la intensidad de emisiones desde un punto de vista que contemple

las asociadas al consumo de energía de un país, y no sólo aquellas que se producen exclusivamente dentro del país. El

Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Pozo al País pretende cubrir esta limitación.

El Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Pozo al País disminuyó 4,7 puntos

porcentuales en España en 2012. Este decremento se encuentra en línea con la tendencia general de reducción de la

intensidad de emisiones que se ha ido manteniendo desde 2005 con una tasa de decrecimiento anual del 2%.

Figura 5.6.-a. Evolución del índice I2C-Rpp en España

Fuente: Eurostat; Centro Nacional de Datos Geofísicos; Odyssee; PRIMES; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

60

2008

140

2009 2003 2004 2002 2005 2000 2006

120

2007 2001 2010 2011

80

2012

100 98,0

100,0

94,9 96,4 96,9 95,5

104,6

97,3

86,6

99,2

91,3

99,1

89,6

Índice I2C-RPP global en España (2005 = 100)

-4,7p

-2,0%

TCMA

Reducción de laintensidad de emisiones

Aumento de laintensidad de emisiones


115

Del mismo modo que ocurre con todos los demás índices sectoriales de emisiones, la evolución del I2C-Rpp puede

descomponerse en dos factores distintos: el consumo específico de energía y el factor de emisión del pozo al país. En

2012, el consumo unitario en España disminuyó en un 3,0% puntos y el factor emisión del pozo al país cayó un 2.9%. La

conjunción de ambos fue la que generó la caída de 4,7 puntos en el I2C-Rpp.

Figura 5.6.-b. Efectos del consumo específico y factor de emisión en el índice I2C-Rpp global

1. Factor que refleja el efecto de la Eficiencia Energética en el consumo final sobre la intensidad de emisiones 2. Factor que refleja el efecto del mix de combustibles sobre la intensidad de emisionesFuente: Eurostat; Centro Nacional de Datos Geofísicos; Odyssee; PRIMES; Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC); elaboración y análisis Fundación Repsol

La evolución decreciente del consumo específico en España en 2012 es la esperable tras haber analizado, en los

apartados anteriores, el descenso agudo del consumo específico en el sector industrial, así como su variación moderada

en el resto de sectores.

Por otro lado, la caída del factor global de emisiones del pozo al país en 2012 fue causada por una disminución de las

emisiones específicas del pozo al país en casi todas las fuentes de energía importadas, que impactó de distinta manera

los diferentes sectores, como ya pudimos ver en el anterior capítulo.

Factor de consumoespecí�co

50

150

100

2011 2012 2005 2006 2007 2008 2009 2010

91,3 89,6 96,4 94,9 95,5

86,6

100,0 96,9

Intensidad de emisiones global del pozo al país en España (2005 = 100)

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005

50

100

150

94,5 97,9 100,3 98,0 99,1 97,9 100,0 91,6

Consumo especí�co en España (2005 = 100)

150

100

50

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Factor de emisión del pozo al país (2005 = 100)

97,4 89,1

96,5 96,8 100,0 96,3 93,5 98,9

-4,7p

-3,0%

-2,9%Factor de emisión

del pp2

obse

rvat

orio

de

ener

gía

116

6 Proyecciones de la demanda de energía, la Eficiencia Energética y la intensidad de emisiones de GEI en España

Este capítulo aborda la proyección de la demanda de energía primaria y el consumo de energía final en España para los

próximos 10 años, de 2015 a 2025, por sector y por fuente energética, así como la proyección de los índices de Eficiencia

Energética e intensidad de emisiones de GEI.

Las proyecciones de la demanda energética son de especial relevancia a la hora de valorar el grado de cumplimiento

de la Directiva Europea de Eficiencia Energética, que establece objetivos para 2020. Con estas proyecciones se pretende

obtener un rango de consumo energético futuro en España, y analizar la factibilidad del cumplimiento de los objetivos

impuestos por dicha directiva.

En este capítulo introducimos los objetivos marcados por la directiva europea. Posteriormente, definimos las hipótesis

consideradas en las proyecciones de consumo energético realizadas. Finalmente, analizamos también el efecto que

tendría la aplicación de determinadas medidas de mejora de la Eficiencia Energética en las proyecciones, tanto las

contempladas en la directiva europea, como otras medidas adicionales que, a nivel nacional, han sido consideradas en

la Estrategia Española para la Eficiencia Energética 2011-20.

6.1. Objetivos de la Directiva Europea de Eficiencia Energética para España

La Directiva Europea de Eficiencia Energética (2012/27/UE) establece un marco de medidas para la mejora de la

Eficiencia Energética, a desarrollar por los Estados miembros, para alcanzar el objetivo de la UE de reducción en un

20% de la demanda de la energía primaria o del consumo de energía final en 2020 sobre los valores previstos en las

proyecciones de las mismas magnitudes realizadas en 2007 por la Unión Europea. Esta reducción debe transponerse

en la fijación de objetivos nacionales de consumo.

Dentro de este marco la directiva establece, para cada Estado miembro, la aplicación a los sujetos obligados, durante

el periodo 2014-20, de una reducción de las ventas anuales de energía final mediante un Sistema de Obligaciones de

Eficiencia Energética. Este sistema debe resultar en un ahorro de energía final equivalente a un 1,5% del consumo

medio de los años 2010 a 2012, a aplicar anualmente entre 2014 y 2020.

A continuación se analizan las implicaciones de estos objetivos establecidos a nivel europeo en España.


117

6.1.1. Objetivos nacionales de Eficiencia Energética

La Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo del 25 de octubre de 2012 relativa a la Eficiencia Energética establece

un consumo máximo de energía primaria en 2020 para la UE-27 de 1.474 Mtep o, en su versión equivalente definida en

términos de energía final, 1.078 Mtep. Estas cifras se corresponden con una reducción del 20% respecto a la proyección

realizada por la Unión Europea en 2007 mediante el modelo de proyecciones PRIMES, que estimaba la demanda de

energía primaria y final en la UE-27 en 2020 en 1.842 Mtep y 1.347 Mtep respectivamente.

Figura 6.1.1.-a. Objetivos de energía primaria y final para 2020 establecidos

por la directiva de Eficiencia Energética

Nota: Tanto en la energía primaria como en la energía final, se excluyen los “usos no energéticos” Fuente: Informe PRIMES: “Energy and transport trends 2030”, publicado en 2007

Para garantizar el cumplimiento de este objetivo a nivel europeo, los Estados miembros deben establecer planes

nacionales de acción para la Eficiencia Energética, que pueden tener en cuenta circunstancias nacionales que afecten

al consumo de energía, como la evolución y previsiones del PIB, los cambios en las importaciones y exportaciones

de energía, los avances en fuentes de energía renovables, nuclear y captura de carbono, y el potencial remanente de

ahorro rentable de energía.

- 20% (1,47)

Objetivo 2020

Un 20% de reducción en energía primaria en 2020sobre la proyección de PRIMES 2007 para la UE-27

Un 20% de reducción en energía �nal en 2020 sobre la proyecciónde PRIMES 2007 para la UE-27

- 20% (1,08)

Objetivo 2020

2,0

1,0

0,5

1,5

2,5

0,0

Demanda de energía primaria UE-27 (mMtep)

2008

1,72

2006

1,71

2004 2020

1,84

2018

1,83

2016

1,81

2014

1,79

2012

1,77

2010

1,74 2,0

1,0

0,0

0,5

1,5

2,5

2020

1,35

2018

1,33

2016

1,31

2014

1,29

Consumo de energía �nal UE -27 (mMtep)

2012

1,26

2010

1,24

2008

1,21

2006

1,18

2004

Proyección PRIMES 2007

obse

rvat

orio

de

ener

gía

118

El ahorro global objetivo para la UE-27 debe ser alcanzado por lo tanto mediante la suma de los ahorros nacionales

de cada Estado. La directiva no indica de forma explícita que el objetivo de reducción del 20% en la UE-27 para 2020

deba ser aplicado de manera uniforme en los 27 países. Este parece, no obstante, el criterio más lógico. Para los análisis

realizados a continuación, hemos supuesto que los objetivos para España se definen igualmente como una reducción

del 20% de la demanda energética respecto a la proyección que PRIMES realizó en 2007 para nuestro país.

Estas proyecciones estimaban para España en 2020 una demanda de energía primaria de 163Mtep, y un consumo

de energía final de 123 Mtep. Los objetivos absolutos para España en relación a la fijación de objetivos nacionales

establecida por la directiva se definen, por tanto, en 130 Mtep para la energía primaria y en 98 Mtep para la energía final.

Figura 6.1.1.-b. Objetivos de energía primaria y final para 2020 en España, establecidos

por la directiva de Eficiencia Energética

Nota: Tanto en la energía primaria como en la energía final se excluyen los usos no energéticosFuente: PRIMES: Energy and transport trends 2030, versión de 2007

Estos niveles de demanda energética (tanto las proyecciones como los objetivos de consumo a 2020 que de ellas

se deducen) están basados en proyecciones realizadas en 2007, anteriores a la crisis económica y, por consiguiente,

razonablemente optimistas. A partir de 2008, no obstante, el panorama macroeconómico cambió y la demanda

energética se estancó o cayó en muchos países europeos. En este sentido, en las proyecciones a 2020 realizadas

también por el mismo modelo de PRIMES en 2009 y 2013 se aprecia un cambio en el crecimiento esperado en el

consumo energético futuro, que se estima mucho menor al de la proyección de 2007.

0

180

160

140

120

100

20

2020

163

2018 2016 2014

2012 2010 2008 2006 2004

140

100

120

160

180

0

116

2012

112

2010

109

99

2004

98 104

2014

119

2016

121

2020 2018

123

2008 2006

Un 20% de reducción equivale a una demanda de energía �nalde 98 Mtep en 2020

Un 20% de reducción equivale a una demanda de energía primariade 130 Mtep en 2020

Demanda de energía primaria para Españasegún la proyección PRIMES 2007 (Mtep)

Consumo de energía �nal para Españasegún la proyección PRIMES 2007 (Mtep)

-20%(130)

Objetivo2020

-20%(98)

Objetivo2020


119

El hecho de que los objetivos de reducción del consumo se basen en proyecciones de 2007 que posteriormente se han

demostrado optimistas facilita el acercamiento a los objetivos. La siguiente gráfica muestra, para la UE-27, la evolución

de la demanda de energía primaria y las proyecciones futuras realizadas por la Unión Europea en 2007, 2009 y 2013. Se

evidencia la caída de la demanda real sufrida entre los años 2007-2012, y el menor crecimiento esperado de la misma

en las proyecciones de 2009 y 2013 (en relación a la proyección de 2007). Se observa que las proyecciones más cercanas

en el tiempo se aproximan más al objetivo de 1.474 Mtep en 2020.

Figura 6.1.1.-c. Consumo de energía primaria en la UE-27, y proyecciones PRIMES 2007, 2009 y 2013

1. Calculada, de acuerdo a la descripción de PRIMES, excluyendo los “non-energy uses of primary fuels”Fuente: Eurostat, PRIMES: Energy and transport trends 2030, versiones 2007, 2009 & 2013

No obstante, el descenso de la demanda energética entre 2007 y 2012 no se produjo de manera uniforme entre los

27 países de la UE. Tampoco las proyecciones de PRIMES contemplaban el crecimiento de la demanda energética

de igual magnitud para todos los países. Esto hace que existan diferencias y que los distintos Estados no estén

igualmente posicionados respecto a su objetivo de 2020. En concreto, España es uno de los países que presenta

mayores diferencias entre el crecimiento proyectado de la demanda de energía primaria en 2007, y la evolución

real de la misma en los últimos cinco años. Este hecho sitúa a nuestro país en una situación más cercana respecto al

cumplimiento del objetivo de consumo nacional.

0,2

1,4

2,0

0,0

1,6

1,8

Demanda de energía primaria en la UE-271 (mMtep)

Objetivo 2020: 1,47

2020 2019 2018 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2017 2003 2015 2014 2016

Consumo real de energía primaria




El escenario PRIMES 2013 tiene en cuenta posibles medidas de los Estados miembros para perseguir los

objetivos de aumento de la E�ciencia Energética

obse

rvat

orio

de

ener

gía

120

España, con una demanda de energía primaria de 121 Mtep, se situaba en 2012 un 26% por debajo de la demanda de

2020 prevista por PRIMES en 2007. Sin embargo, la reducción del consumo experimentada entre 2007 y 2012 en España

no garantiza de por sí el cumplimiento del objetivo de la directiva de 2020. Éste dependerá de la evolución que siga

la demanda energética entre el 2014 y el 2020. Para poder evaluar la factibilidad del cumplimiento de los objetivos

establecidos, se han proyectado los consumos energéticos a futuro en distintos escenarios de crecimiento económico,

los cuales se analizarán en detalle en la siguiente sección.

En otros países europeos la situación es dispar. El siguiente gráfico muestra, para los principales países de la UE-27, la

demanda de energía primaria en 2012 y la proyección de la misma a 2020 realizada en 2007. Se observa que los países

que han sufrido en mayor medida los efectos de la recesión económica (España, Italia, Irlanda, Grecia, Portugal) son

aquellos cuyas demandas energéticas en 2012 estaban más alejadas de la proyección de demanda a 2020 sobre la que

se establecen los objetivos de la directiva. Estos países, por lo tanto, están actualmente más cercanos al cumplimiento

de dichos objetivos. Por el contrario, los países que han tenido una mejor evolución económica desde 2007, como

Alemania y Reino Unido, son los más cercanos a la proyección y por lo tanto alejados del objetivo.

Figura 6.1.1.-d. Comparación para los principales países miembros de la Unión, de la demanda de energía primaria en 2012

y la cifra proyectada para 2020

Fuente: Eurostat, PRIMES 2007

2.000

1.800

1.600

200

0

Demanda de energía primaria (Mtep)

20

República Checa

40 46

Bélgica

49 53

UE-27

1.576

1.842

Reino Unido

195 213

Suecia

48 56

Finlandia

33 37

Eslovaquia

16 20

Portugal

21 30

Polonia

93 110

Austria

32 36

Holanda

67 76

Hungría

22 30

Italia

155

209

Francia

246 276

España

121 163

Grecia

26 36

Irlanda

14 19

Alemania

298 300

Dinamarca

18

Proyección a 2020 realizada en 2007 (PRIMES)

Dato real 2012

-14%

-12%-11%

-11%

-11%-13%

-15%

-12% -14%-9%

-1%

-8%

-27%-28%

-26%

-26%

-27% -30% -23%


121

6.1.2. Sistemas de Obligaciones de Eficiencia Energética

La directiva de Eficiencia Energética establece también, en su artículo 7 un Sistema de Obligaciones de Eficiencia

Energética que define un objetivo de ahorro energético para cada país de la UE en términos de energía final, a alcanzar

mediante medidas de mejora de la Eficiencia Energética.

Para la definición del objetivo de ahorro de energía final a alcanzar entre 2014 y 2020, la directiva establece dos opciones:

• Una senda de ahorros estricta, en la que el objetivo de ahorro anual es el equivalente a un 1,5% del promedio

de ventas de energía final entre 2010 y 2012. Los ahorros de cada año a partir del 2015 son adicionales a los

del año anterior. Es decir, en 2020 (una vez acumulados todos las ahorros desde 2014) debería lograrse un

ahorro anual equivalente al 10,5% de las ventas medias de energía final entre 2010 y 2012.

• Una senda de ahorros progresiva, con un método de cálculo análogo al de la senda de ahorros estricta, pero

con mayor flexibilidad en los porcentajes exigidos. De esta forma, se puede aplicar una reducción más gradual,

del 1% en los años 2014 y 2015, del 1,25% en 2016 y 2017, y del 1,5% para los años 2018 a 2020. Con esta

opción, el ahorro total acumulado en el período 2014-2020 debería ser del 9%, más fácilmente alcanzable.

La directiva, además de proponer dos opciones sobre el porcentaje de ahorro a lograr, también permite cierta

flexibilidad en el establecimiento de la base sobre la que aplican los tramos anuales de ahorro. Por defecto, esta base

se calcula como el promedio del consumo de energía final del país en el trienio 2010-2012 (excluyendo los usos no

energéticos). No obstante, permite la exclusión de ciertas cantidades sobre este volumen:

• Se permite la exclusión, total o parcial, de la energía usada para el transporte.

• Se permite la exclusión, total o parcial, de la energía, empleada en ciertas actividades industriales que se

enumeran en el anexo I de la Directiva 2003/27/UE (que contiene las actividades afectadas por el comercio

de emisiones de gases de efecto invernadero).

En cualquier caso, la directiva establece que la aplicación de la senda de ahorros progresiva y la exclusión de las

actividades incluidas en el comercio de emisiones de gases de efecto invernadero no puede en ningún caso suponer

una reducción del ahorro objetivo mayor al 25% (respecto al objetivo resultado de aplicar la senda estricta sobre una

base de consumo sin la exclusión de las actividades del anexo).

Finalmente, la directiva enumera también una serie de ahorros que se podrán contabilizar para el cumplimiento de los

objetivos del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética, aunque no se produzcan a nivel de energía final o no

se alcancen entre 2014 y 2020:

• Los ahorros de energía obtenidos en los sectores de la transformación, distribución y transporte, incluida

la infraestructura urbana de calefacción y refrigeración eficiente.

• Los ahorros de energía derivados de nueva actuaciones individuales ejecutadas desde el inicio de 2009

que sigan teniendo repercusiones en 2020.

obse

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orio

de

ener

gía

122

La siguiente figura resume todas las opciones en la definición del objetivo de Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética.

Figura 6.1.2.-a. Opciones en la definición del objetivo de Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética

1. Actividades industriales enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/UEFuente: Directiva 2012/27/UE

La combinación de estos dos grados de flexibilidad (porcentaje de ahorro objetivo y base de aplicación) da lugar a

cuatro escenarios diferentes de objetivos de ahorro. La directiva da la libertad a cada país para acogerse al escenario

de su elección. A fecha de redacción de este Informe, parece que el Ministerio de Industria, Energía y Turismo opta por

la interpretación más flexible para su aplicación en España. Es decir, senda de ahorros progresiva y base de aplicación

excluyendo transporte y las actividades afectadas por el comercio de emisiones de GEI. Esto resulta en un objetivo del

Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética de 16 Mtep entre el 2014 y el 2020.

Opciones en la de�nición del objetivo del sistema de obligaciones de E�ciencia Energética (Artículo 7 2013/27/UE)

Senda de ahorro anual

(Apartado 2a)

Desde 2014, se podrá aplicar una rampa de reducción constante e igual al 1,5% del promedio de ventas de energía en volumen de 2010-2012 (base �ja)

Desde 2014, se podrá aplicar la siguiente rampa de reducción: 1% en 2014 y 2015; 1,25% en 2016-2017; y 1,5% en 2018-2020, con respecto de ventas de energía en volumen de 2010-2012 (base �ja)

Inclusión del transporte

Introducción de ahorros adicionales

(Apartados 2c y 2d)

Adicionalmente, se permitirá que se contabilicen los siguientes ahorros de energía �nal: • Ahorro de energía obtenido en los sectores de la transformación, distribución y transporte, incluida la infraestructura urbana de calefacción y

refrigeración e�ciente • Ahorro de energía derivado de toda la nueva actuación individual ejecutada desde el inicio de 2009 que siga teniendo repercusiones en 2020

Inclusión de las ventas de energía, en volumen, empleada para el transporte

La combinación de los dos primeros factores (transporte y senda de ahorro)da lugar a cuatro diferentes escenarios de ahorro que presentamos a continuación

Actividades industriales

(Apartado 2b)

Se podrán excluir total o parcialmente las ventas de energía, en volumen, empleada para el transporte

Inclusión de las actividades industriales citadas en el anexo I de la directiva 2003/27/UE

Se podrán excluir total o parcialmente las actividades industriales citadas en el anexo I de la directiva 2003/27/UE

Factoresen la de�nición


123

Figura 6.1.2.-b. Cuatro escenarios de ahorro para el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética

definido por la directiva

1. Promedio entre los años 2010, 2011 y 20122. El rango marcado muestra el nivel de ahorro al que se podría optar según se apliquen los apartados b), c) y d) del párrafo 2, artículo 7 de la directivaNota: El consumo de energía final no incluye los consumos para usos no energéticos Fuente: Directiva 2012/27/UE; MINETUR; IDAE; IEA; Eurostat; análisis Fundación Repsol

La directiva establece únicamente estos objetivos de ahorro energéticos, pero no los asocia a ningún objetivo absoluto.

De la directiva se interpreta que los países de la UE deberán justificar los ahorros energéticos resultado de iniciativas de

mejora de la Eficiencia Energética, hasta los objetivos planteados (en el caso de España, hasta los 16 Mtep).

Senda incrementalsin transporte

Senda incrementalcon transporte

Senda estrictacon transporte

Senda estrictasin transporte

100

0

86,0

Mtep

Mtep

Mtep

Mtep

Consumo energía �nal(2010-2012)1

Senda de ahorro anual(2010-2012)1

Ahorro acumulado(2014-2020)

1

X

0,0

1,5 1,5 1,5

2017

1,5 1,5 1,5 1,5

2020 2014

1,5Ahorro (%)

Ahorro (%)

Ahorro (%)

Ahorro (%)

=

100

0 50,7

86,0

X 1,5

0,0

2020

1,5 1,5 1,5

2017

1,5 1,5 1,5

2014

1,5

=

3

X 1,5

0,0

1,00

2020

1,50 1,50 1,50

2017

1,25 1,25 1,00

2014

=

4

X 1,5

0,0

2020

1,50 1,50 1,50

2017

1,25 1,25 1,00

2014

1,00

=

Total consumo Base objetivo para el ahorro

0

50 27,1

36,1

Mtep

Mtep

Mtep

Mtep

100

0

86,0

100

0

86,0

50,7

2

50

0

21,3

16.0

0

50

28,6

27,1

0

50 16,9

16,0

Propuesta del Ministerio Rango ahorro2

obse

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de

ener

gía

124

6.2. Proyecciones de demanda de energía primaria y consumo de energía final en España 2013-2025

Con el fin de analizar la evolución del consumo energético en España a futuro, y en concreto para valorar la factibilidad

del cumplimiento de los objetivos de la Directiva Europea de Eficiencia Energética, hemos planteado las proyecciones

de energía primaria y consumo de energía final en España hasta 2025. Se han valorado tres escenarios distintos.

6.2.1. Definición de los escenarios de proyecciones

La proyección de un rango de demanda energética posible en base a varios escenarios es necesaria, dada la

incertidumbre que caracteriza el contexto macroeconómico actual. En este informe se han considerado tres escenarios

de evolución de PIB, y a través de ellos, de varios indicadores macroeconómicos, incluyendo la evolución de la población

y del número de hogares, el PIB per cápita, la tasa de desempleo o los índices de producción industrial.

Figura 6.2.1.-a. Escenarios de crecimiento de PIB utilizados en las proyecciones

El escenario base prevé un crecimiento del PIB del 1,5% en 2015, y una tendencia creciente hasta llegar al 2,0% en 2020

y hasta un 2,5% en 2025.

2

0

-2

2025 2020 2015

-1

3

1


2,0

1,7

1,2

0

-2

2025 2020 2015

2

1

-1

3 2,5

2,0

1,5


2

2025

0

-2

2020 2015

1

-1

3

Crecimiento del PIB (%) 3,0

2,5

1,5

Escenario Bajo Escenario Base Escenario Alto


125

Los escenarios bajo y alto presentan una tendencia más pesimista y optimista, respectivamente. El escenario bajo prevé

un crecimiento del 1,2% en 2015, alcanzando un 1,7% en 2020 y llegando a un 2,0% en 2025; mientras el escenario alto

presenta una recuperación económica más rápida, con crecimientos del 1,5% en 2015, el 2,5% en 2020 y el 3,0% en 2025.

Es importante resaltar que los escenarios de crecimiento económico (y por lo tanto, las proyecciones de consumo

energético), tienen un grado de incertidumbre que obliga a su revisión periódica. Adicionalmente, cada año se

producen novedades regulatorias que afectan al sector energético. Por ejemplo, en 2013 se han dado varios cambios

relevantes, entre los que destacan la supresión de las primas a las energías renovables, la reforma del mercado eléctrico

y la supresión del conocido como “decreto del carbón”. Estos cambios pueden afectar tanto a la demanda de energía

primaria como al consumo de energía final. La evolución del entorno macroeconómico y regulatorio obliga a actualizar

las proyecciones del Informe anualmente.

Adicionalmente a la evolución del PIB, las proyecciones presentadas asumen como hipótesis que el consumo de

energía final en cada uno de los sectores (transporte, industria, residencial y servicios) evoluciona, en relación al PIB o a

al resto de variables modeladas, de manera análoga a como lo ha venido haciendo en los últimos años.

También se ha supuesto que el mix de consumos por fuente de energía en los sectores residencial y servicios mantiene

las mismas tendencias de crecimientos relativos que se han venido observando en los últimos años.

Por último, en relación al mix de generación eléctrica, se ha supuesto que la producción de origen nuclear y renovable

se mantiene en los niveles actuales (dada la no existencia de nuevos proyectos de centrales nucleares en España, y la

reciente supresión de las primas a las nuevas instalaciones de energías renovables), y que la producción restante para

alcanzar la demanda de electricidad en España se cubre con centrales de gas natural.

6.2.2. Evolución de la demanda de energía final en España hasta el 2025

La demanda de energía final es una variable fundamental para el análisis de la Eficiencia Energética y la intensidad de

emisiones de GEI. Los escenarios definidos proporcionan una estimación de su evolución hasta el 2025.

En base a los escenarios definidos, la demanda de energía final en España en 2025 se estima entre 103 Mtep en el

escenario bajo y 112 Mtep en el escenario alto, con un valor central de 107 Mtep en el escenario base. Los tres escenarios

presentan tasas de crecimiento entre el 2013 y el 2025 entre el 1,6% y el 2,3% anual.

obse

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de

ener

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126

Figura 6.2.2.-a. Proyecciones de demanda de energía final en España

1. El objetivo de la directiva se define en términos de energía primaria sin usos no energéticos y alcanza los 98 Mtep. Se consideran 6 Mtep de usos no energéticos (en línea con el valor histórico) hasta alcanzar los 104 MtepFuente: MINETUR; Eurostat; PRIMES 2007; elaboración y análisis Fundación Repsol

En relación al análisis sectorial, el transporte continuará suponiendo una parte muy importante de la demanda

energética, con porcentajes que van entre el 39 y el 40% del total del consumo final en 2025, y con crecimientos anuales

de entre un 1,7% y un 2,7%.

Por su parte, el sector industrial mantiene su cuota sobre el consumo total en el 23%, con crecimientos ligeramente

inferiores al del transporte, entre un 1,6 y un 2,2%.

Evolución histórica y proyecciones del consumo de energía �nal

2010

90

110

2026

100

80

60

70

2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2008 2006 2004 2002 2000

120

107

93

97

Objetivo Directiva por Fijación de Objetivos Nacionales en 2020 104 Mtep1

Consumo de energía �nal en España (Mtep)

95

103

112

Histórico

Escenario Bajo

Escenario Alto

Escenario Base


127

El sector residencial presenta una tasa de crecimiento entre el 2013 y el 2025, de un 1,4% en el escenario bajo, y del

1,6% en el escenario alto. Este sector está influenciado no sólo por la evolución del contexto macroeconómico, sino

también por la evolución de las previsiones de evolución de la población y del número de hogares en España. Ambas

variables se prevé que se mantengan casi estancadas a medio plazo, esto es, con poca variación, lo que se traduce en

un menor crecimiento de demanda energética en el sector residencial que en el resto de sectores.

Por último, el sector servicios muestra el crecimiento más pronunciado, pasando en todos los escenarios, de suponer

un 15% del consumo total en 2013 a un 17% en el 2025, y con tasas de crecimiento de entre un 2,4 y un 3,1%. Este

hecho está alineado con la evolución del mix sectorial de la economía española hacia los servicios.

Figura 6.2.2.-b. Proyecciones de demanda de energía final en España por sector

Fuente: MINETUR; Eurostat; elaboración y análisis Fundación Repsol


150

100

50

0

2025e

107

39%

23%

17%

17%

4%

2020e

95

38%

23%

18%

16%

5%

2013

85

38%

23%

17%

15% 6%

Transporte Industria Residencial Servicios Usos no energéticos

150

100

50

0

2025e

112

40%

23%

16%

17%

4%

2020e

97

38%

23%

17%

16%

5%

2013

85

38%

23%

17%

15% 6%

0

100

150

50

Energía �nal por sector (Mtep)

TCMA13-25

TCMA13-25

TCMA13-25

Energía �nal por sector (Mtep) Energía �nal por sector (Mtep)

2025e

103

39%

23%

17%

17%

4%

2020e

93

38%

23%

18%

16%

5%

2013

85

38%

23%

17%

15% 6%

-0,4%

2,4%

1,4%

1,6%

1,7%

-0,4%

2,7%

1,5%

1,9%

2,2%

-0,4%

3,1%

1,6%

2,2%

2,7%

+1,3%

+2,0%

+1,6%

+2,4%

+1,6% +2,0%

+1,9%

+2,9%

+2,3%

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ener

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128

En el análisis de las proyecciones por fuente de energía, las variaciones entre los distintos escenarios son menos significativas.

Figura 6.2.2.-c. Proyecciones de demanda de energía final por fuente en España


Las tendencias mostradas, a modo general, revelan una caída de los productos petrolíferos en su cuota sobre el total de

energía final, del 50% sobre el total en el 2013 a un 46 - 47%, en función del escenario, en 2025. En términos absolutos,

los productos petrolíferos presentan un ligero incremento de la demanda. Dicho crecimiento (un 0,9% anual en el

escenario bajo, 1,3% en el escenario base y 1,8% en el escenario alto), no obstante, es menor que el del consumo de

energía total. Esto se debe principalmente a la mayor penetración de energías alternativas (electricidad, gas natural y

biocombustibles), tanto en el sector transporte como el industrial.

80

100

0

20

60

120

40

2025e

107

46%

27%

20%

6% 1%

1%

85

50%

24%

18%

7% 2%

19%

26%

47%

95

2020e

2013

6%

Gas natural Renovables Carbón Petróleo Electricidad

40

80

120

60

20

100

0

Energía �nal por fuente (Mtep) Energía �nal por fuente (Mtep) Energía �nal por fuente (Mtep)

2025e

103

46%

28%

20%

6%

2020e

93

47%

26%

19%

6%

2013

85

50%

24%

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7%

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80

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0

2025e

112

47%

27%

19%

6% 1%

19%

6% 1%

2013

85

50%

24%

18%

7% 2%

2020e

48%

26%

97


TCMA13-25

TCMA13-25

TCMA13-25

-1,3%

0,1%

2,5%

2,9%

0,9%

-1,0% 0,4%

2,7%

3,1%

1,3%

-0,7% 0,7%

3,0%

3,4%

1,8%

2%

1%

1%


129

Esta caída en términos relativos de los productos petrolíferos, se ve compensada por las subidas de la demanda de gas

natural y electricidad principalmente. La demanda de gas crece a un 2,7% anual en el escenario base, pasando del 18 al

20%, y la de electricidad un 3,1% anual, alcanzando un 27% del consumo de energía final en 2025.

Por otra parte, la cuota de las energías renovables cae en términos relativos del 7% hasta el 6% en los tres escenarios.

Esto es debido al mantenimiento de la penetración de los biocombustibles en el transporte y a la menor penetración

de las energías renovables (en términos de energía final) en los sectores residencial y de servicios.

Por último, el carbón presenta el peor comportamiento en términos de evolución, con caídas muy significativas, que

van desde el -1,3% anual del escenario de bajo crecimiento económico, a un -0,7% en el alto.

Como se ha comprobado en las proyecciones anteriores, para el 2020 (año en que se definen los objetivos de la Directiva

Europea de Eficiencia Energética) el rango de valores entre los que se situaría el consumo de energía final se encuentra

entre 93 y 97 Mtep según el escenario. En todos los casos el consumo está significativamente por debajo del objetivo

de consumo absoluto definido a partir del 20% de ahorro impuesto por la directiva (que, si se consideran los usos no

energéticos, queda situado en 104 Mtep).

En relación al objetivo de ahorro impuesto por el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética, que, como se ha

comentado anteriormente, impone un ahorro por iniciativas de mejora energética de un mínimo de 16 Mtep entre 2014

y 2020, se concluye que su aplicación sobre el escenario base mostrado anteriormente (el cual no incluye en sus hipótesis

de definición ninguna iniciativa específica de mejora de la eficiencia) llevaría el objetivo de consumo de energía final en

España a 85,8 Mtep en 2020. La diferencia entre el consumo proyectado para 2020, 89,8 Mtep, y el objetivo marcado por

la directiva: 85,8 Mtep, habría de ser lograda con medidas de incremento de la Eficiencia Energética.

Más adelante, en este mismo capítulo del Informe, analizaremos varias iniciativas de mejora de la eficiencia en los

distintos sectores, y se evaluará su potencial impacto sobre el consumo a 2020, para valorar la facilidad de cumplimiento

de este objetivo.

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130

Figura 6.2.2.-d. Aplicación del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética a la proyección de energía final en España

1. El ahorro máx. se corresponde con la aplicación de la senda de ahorro estricta sin ningún apartado adicional, mientras que para el ahorro mín. es igual a un 25% de éste2. Proyección de consumo según un escenario base de crecimiento del PIB (del 1,5% anual en 2015, creciendo hasta el 2% en 2020), y con una evolución de la Eficiencia Energética de acuerdo con la evolución histórica3. Para alcanzar el objetivo de ahorro de 16Mtep, se aplican además los mecanismos de flexibilidad para la reducción de ahorro establecidos en 2012/27/EUFuente: Directiva 2012/27/UE; MINETUR; IDAE; IEA; Eurostat; análisis BCG

6.2.3. Evolución de la demanda de energía primaria en España hasta el 2025

El comportamiento de la energía primaria viene determinado principalmente por la demanda de energía final y el mix

de generación eléctrica. Las proyecciones a 2025 en los escenarios analizados estiman el consumo de energía en el

rango de 147 y 158 Mtep en 2024, quedando la estimación base situada en 152 Mtep.

2014 2018 2019 2012 2013 2015 2010 2016 2020

80

75

90

2011 2017

85

Consumo de energía �nal (Mtep)

Proyección de consumo*escenario base2

Objetivos sin incluir eltransporte en la base deaplicación1

Objetivos incluyendo eltransporte en la base deaplicación1

Área de ahorro acumulado,16 Mtep,correspondiente al escenario de mayor�exibilidad, escogido por el ministerio

(senda incremental sin transporte)3

Evolución real

Opciones de aplicación del Sistemade Obligaciones de E�ciencia Energética

Proyección del consumo de energía �nal en España (excluyendo usos no energéticos)


131

Figura 6.2.3.-a. Proyecciones de demanda de energía primaria en España

1. El objetivo de la directiva se define en términos de energía primaria sin usos no energéticos y alcanza los 130 Mtep. Se consideran 8 Mtep de usos no energéticos (en línea con el valor histórico) hasta alcanzar los 138 MtepFuente: MINETUR; Eurostat; PRIMES 2007; elaboración y análisis Fundación Repsol

Las tasas de crecimiento medio anual de la energía primaria en los escenarios considerados, son de un 1,7% para el

escenario bajo, un 2,0% en el escenario base y hasta un 2,3% en el escenario alto.

Evolución histórica y proyecciones de la demanda de energía primaria

150

140

2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000

130

120

110

160

2026

Consumo de energía primaria en España (Mtep)


147

158

152

133

137

135

Histórico

Escenario Base

Escenario Alto

Escenario Bajo

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132

Figura 6.2.3.-b. Proyecciones de demanda de energía primaria por fuente en España


En relación al mix energético en cada uno de los escenarios, se observa una disminución de la cuota tanto del carbón

como de la energía nuclear (que evolucionan del 10 al 8% y del 11 al 9% respectivamente) frente a un importante

crecimiento del gas natural (que crece del 23 al 30%, en los tres escenarios).

Esto es debido principalmente a la evolución esperada del mix de generación eléctrica, en el que el gas natural se

espera que absorba todo el crecimiento de la demanda, y por lo tanto incremente su peso en el mix.

Los productos petrolíferos presentan un crecimiento medio anual entre el 1,2 y el 2,0%. En términos relativos, su

presencia en el mix de energía primaria decrece del 42 al 41% en el período analizado.

Por último, las energías renovables aumentan también su contribución al total de energía primaria consumida en

el 2025, aunque lo hacen muy ligeramente, con crecimientos anuales del 0,2% en el escenario bajo, de 0,5% en el

base y de 0,7% en el alto. Dados los recientes cambios regulatorios, su contribución al mix eléctrico se ha supuesto

constante en valor absoluto durante el período 2013-2025 en los tres escenarios. Por lo tanto, el crecimiento observado

es resultado principalmente de los usos directos.

150

100

50

0

200

2025e

152

41%

30%

9%

12%

8%

2020e

135

42%

27%

10%

12%

9%

2013

121

42%

23%

11%

13%

10%

200

150

100

50

0

2025e

158

42%

30%

9%

11%

8%

2020e

137

42%

27%

10%

12%

9%

2013

121

42%

23%

11%

13%

10%

200

0

100

150

50

2025e

147

41%

30%

10%

12%

8%

2020e

133

41%

27%

11%

12%

9%

2013

121

42%

23%

11%

13%

10%

0,0%

0,2%

0,0%

3,6%

1,2%

0,0%

0,5%

0,0%

4,0%

1,6%

0,0%

0,7%

0,0%

4,3%

2,0%

Escenario de bajo consumo energético Escenario base Escenario de alto consumo energético

Energía primaria por fuente (Mtep) Energía primaria por fuente (Mtep) Energía primaria por fuente (Mtep)

TCMA13-25

TCMA13-25

TCMA13-25

RenovablesCarbón Nuclear PetróleoGas natural

+1,4%

+2,1%

+1,7%

+1,7%

+2,4%

+2,0%

+1,9%

+2,9%

+2,3%


133

El mix de generación eléctrica asociado a los escenarios de proyecciones se presenta en la siguiente gráfica. La

electricidad producida mediante el uso de energías renovables se mantiene constante, en términos absolutos, en los

tres escenarios a partir de 2014 y con los valores de producción de 2012 (se considera que el año 2013 no es repetible

en el corto plazo por su excepcional hidraulicidad y generación eólica).

Figura 6.2.3.-c. Evolución del mix de generación eléctrica en España


La energía nuclear también se mantiene constante, en términos absolutos, en todo el período 2013-2025, debido a que

no se esperan nuevas aperturas de centrales nucleares en España. El carbón, por su parte, ya ha sufrido una caída muy

significativa entre el 2012 y el 2013, por la finalización de las regulaciones que fomentaban su uso, y se espera que se

mantenga en niveles similares a corto plazo.

El crecimiento de la demanda de energía eléctrica, por tanto, lo absorbe principalmente el gas natural, que incrementa,

en términos relativos, su peso en el mix de generación entre el 2013 y el 2025, pasando de un 28% a un 40-42% para el

gas natural, dependiendo del escenario de crecimiento económico considerado.

En relación a los objetivos planteados por la directiva europea, las proyecciones estiman para el 2020 una demanda

de energía primaria comprendida entre 133 y 137 Mtep. Estos valores garantizarían, en los escenarios de crecimiento

económico analizados, el cumplimiento del objetivo establecido en términos absolutos de energía primaria.

20

0

40

10

30

2025e

33

26%

15%

39%

11% 28

10%

2020e

30%

17%

32%

13%

8%

2013

24

40%

20%

19%

15% 5%

10

30

40

20

0

2025e

32

27%

15%

37%

11%

10%

2020e

28

31%

17%

31%

13%

8%

2013

24

40%

20%

19%

15% 5%

40

20

0

10

30

2025e

34

25%

14%

40%

11%

10%

2020e

29

30%

17%

32%

13%

8%

2013

24

40%

20%

19%

15% 5%

Producción de energía eléctrica (Mtep) Producción de energía eléctrica (Mtep) Producción de energía eléctrica (Mtep)

Escenario de bajo consumo energético Escenario Base Escenario de alto consumo energético

RenovablesNuclearGasCarbónPetróleo

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134

6.3. Impacto potencial de las medidas propuestas para la mejora de la Eficiencia Energética

La Directiva Europea de Eficiencia Energética insta a aplicar en todos los países de la Unión Europea una serie de

medidas para el fomento de la Eficiencia Energética. Estas medidas no tienen objetivos cuantificados en términos de

energía final o primaria, pero pueden contribuir a la consecución de los objetivos de la directiva enunciados en la

sección anterior. Entre estas medidas destacan:

• Las auditorías energéticas y fomento de las ESCOs. Se establece la obligatoriedad para las grandes empresas

de realizar una auditoría energética cada cuatro años, aunque se exime a las empresas que ya apliquen un

sistema de gestión energética o ambiental certificado. Adicionalmente, se insta a los Gobiernos a elaborar

programas para alentar a las PyMEs a realizar auditorías y a aplicar las recomendaciones de las mismas.

Para ello, los países deberán fomentar el mercado de los servicios energéticos y facilitar el acceso a éste

para las pequeñas y medianas empresas.

• Las inversiones en la renovación del parque de edificios. Cada Estado debe diseñar estrategias para

promover las inversiones privadas en edificios residenciales y comerciales. Además, los organismos

públicos deberán cumplir con una función ejemplarizante mediante la renovación de al menos un 3%

anual de su superficie total.

• La mejora de la información al consumidor. Se insta a los países a velar por la implantación de contadores

que reflejen el consumo real de energía del cliente final.

• La cogeneración de alta eficiencia. Cada Estado debe realizar una evaluación completa del potencial de

uso de la cogeneración de alta eficiencia y de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración eficientes,

y adoptar las medidas oportunas para que se desarrolle capacidad adicional.

Adicionalmente a estas medidas propuestas por la directiva europea, el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-

2020 del Gobierno establece otras iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética para España:

• La mejora de la eficiencia por renovación del parque de vehículos. Aunque el parque se renueva anualmente

a ritmo más o menos inercial, dependiente del contexto económico, la sustitución de un vehículo antiguo

por uno nuevo con un menor consumo de combustible implica un ahorro energético y una mejora de

eficiencia. Adicionalmente, a través de la renovación del parque se consigue un aumento de la penetración

de vehículos híbridos, eléctricos y propulsados por combustibles alternativos, como el gas natural o el

GLP. El uso de vehículos híbridos o eléctricos, cuando sustituye el uso de otro vehículo de similar peso y

características alimentado por gasolina o gasoil, supone una mejora neta de la eficiencia que se traduce en

un menor consumo de energía final. Actualmente la penetración de este tipo de vehículos en España es baja,

pero a corto y medio plazo se presupone un aumento de su cuota dentro del parque de vehículos.

• La promoción de cambios en el mix modal de transporte, mejora de la movilidad urbana y de las

infraestructuras. Se pretende la promoción del uso de los medios de transporte más eficientes, potenciando

el transporte público en entornos urbanos, así como el uso de infraestructuras para mejorar la movilidad

y permitir una conducción más eficiente.


135

• La definición de una estrategia de renovación de equipamientos en las viviendas. Renovación de

electrodomésticos y equipos por otros equivalentes pero de menor consumo.

• La promoción de las energías renovables en el mix de generación eléctrica.

En esta sección evaluaremos el potencial ahorro que, en términos de energía final, podrían aportar estas iniciativas

entre el 2014 y el 2020, con el objetivo de valorar su potencial contribución al cumplimiento de los objetivos del

Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética de la directiva.

En este sentido hemos clasificado las iniciativas en tres grupos, en función de si tienen o no impacto real en términos

de energía final, y de si este potencial impacto es fácilmente medible y acreditable para el cumplimiento del objetivo

de la directiva. Los tres grupos son los siguientes:

• Iniciativas con impacto medible y acreditable en términos de energía final. Su ahorro de energía final es

medible y podría acreditar fácilmente para el cumplimiento de los objetivos del Sistema de Obligaciones

energéticas. Las iniciativas de este grupo son:

– Renovación del parque automovilístico.

– Cambios en el mix modal de transporte.

– Auditorías energéticas y fomento de las ESCOs para el sector industrial.

– Renovación de edificios públicos y privados.

– Renovación de equipamiento tanto en residencial como en servicios.

• Iniciativas con impacto en términos de energía final difícilmente medible y acreditable. El impacto de estas

iniciativas, en términos de reducción de energía final, es razonablemente cierto, pero su cuantificación y

acreditación para el cumplimiento de los objetivos del Sistema de Obligaciones energéticas es difícilmente

medible. Se requeriría, en su caso, el diseño de una metodología específica que permita su medición y la

justificación de los ahorros. Las iniciativas de este grupo son:

– Mejora de la movilidad urbana y de las infraestructuras.

– Mejora de la eficiencia por cambios de conducta en el modo de conducción.

– Instalación de nuevos contadores eléctricos y aumento de la información al consumidor.

• Iniciativas sin impacto en términos de energía final. Pese a tener un interés justificable por otros motivos,

estas iniciativas no implican de manera directa una mejora de la Eficiencia Energética en términos de

energía final. Las iniciativas de este grupo son:

– Aumento de la penetración de vehículos propulsados por gas natural o GLP (implica una

mejora de las emisiones de efecto invernadero, pero no de la Eficiencia Energética).

– Apoyo a la cogeneración de alta eficiencia (implica una mejora de la eficiencia en términos de

energía final).

– Cambios en el mix de generación eléctrica, por ejemplo, con el aumento de la capacidad

renovable (implica una mejora de la eficiencia en términos de energía final).

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136

Hemos evaluado las iniciativas del primer grupo (con impacto medible y acreditable en términos de energía final)

con la intención de cuantificar el potencial ahorro obtenido en términos de energía final, para el período 2014-2020.

Cabe destacar que todas estas iniciativas se evalúan a continuación bajo unas hipótesis de implantación optimista, no

necesariamente factibles en un escenario base, y que los impactos estimados están por lo tanto en el rango alto de lo

razonablemente esperable.

El sector transporte presenta dos iniciativas principales de mejora de la eficiencia. De éstas, la renovación del parque

automovilístico es la que aportaría una mayor reducción de energía final. El consumo medio de los vehículos nuevos

es generalmente inferior al de los vehículos viejos a los que sustituyen. En concreto, el consumo máximo para los

vehículos ligeros nuevos viene definido por las políticas de la Unión Europea para el control y la reducción de emisiones

de CO2, que establece un consumo máximo para 2021 de 4,1 litros a los 100km para coches de gasolina, y de 3,6

litros a los 100km para los de diesel. Umbrales equivalentes, aunque superiores, han sido definidos también para

nuevas furgonetas y camiones. Asumiendo una tasa de renovación del parque igual a la media del periodo 2009-12,

equivalente a poco más de un millón de vehículos anuales, se lograrían 5,7 Mtep de ahorro acumulado para todo el

período 2014-2020.

Esta iniciativa incluye la contribución a la mejora de la eficiencia debido al aumento de la penetración de vehículos

con combustibles alternativos a los productos petrolíferos. La introducción de los vehículos híbridos, y especialmente

de los eléctricos, supone una mejora de la eficiencia en términos de energía final, estimada en un 26% y un 67%

respectivamente sobre sus homólogos de gasolina o diesel.

Para los vehículos de GLP o de gas natural, en cambio, la eficiencia se mantiene en valores muy similares a los niveles

de vehículos con gasolina o diesel. Por lo tanto, la mayor penetración de este tipo de vehículos en el parque no puede

traducirse en una mejora de la eficiencia, medida en términos de ahorro de energía final.

En este mismo sector, un cambio en el mix modal de transporte, tanto de pasajeros como de mercancías, hacia los

medios más eficientes en detrimento del uso del coche privado y del camión supondría un ahorro potencial. Si el

transporte por vehículo privado perdiera dos puntos porcentuales del tráfico de pasajeros en beneficio del metro y el

autobús, y el transporte por camión perdiera dos puntos porcentuales del tráfico de mercancías en beneficio del tren

y el barco (tendencias ambas razonables en comparación con la evolución histórica del mix modal), el ahorro logrado

sería de ~1,1 Mtep de energía final acumulado durante los siete años del período evaluado.


137

Figura 6.3.-a. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte

Fuente: INE, Anuario estadístico de la Dirección General de Tráfico, Odyssee, European Association for Battery Electric Vehicles, Ministerio de Fomento, Ministerio del Interior

Transporte

Renovación del parque automovilístico Cambios en el mix modal de transporte

Tendencia histórica Lógica de la iniciativa

El consumo medio del parque de vehículos turismo desciende anualmente debido a varios factores:

– Los vehículos de nuevas ventas consumen menos que los vehículos a los que sustituyen

– Aumenta la penetración de vehículos híbridos y eléctricos

La Unión Europea establece objetivos de consumos medios para vehículos nuevos a 2015 y 2021

– 4,1 l/100km en gasolina y 3,6 l/100km para dieselen 2021

La intensidad para el transporte de pasajeros (toe/pasajeros-km) y de carga (toe/Tonelada-km) presenta importantes diferencias según el medio de transporte

– Ahorros de un 30% al sustituir el coche o el camión por transporte ferroviario (metro/tren)

– Ahorros de un 50% al cambiar el coche privado por el autobús

El consumo medio del parque español ha pasado de 7,83 l/100km en el año 2000 a 7,24 l/100 km en 2012 El porcentaje de nuevas ventas de turismos sobre el total tamaño del parque ha pasado de 6,6% de media entre el 2001 y el 2012, a 4,5% entre el 2009 y el 2012 El porcentaje de bajas de turismos sobre el total del parque ha pasado del 4% anual entre el 2001 y el 2012 a 3,5% anual en el período 2009-2012 Variaciones del trá�co de pasajeros (pasajeros-km) y de mercancías (toneladas) en el período 2010-2012

2010 2012

Coche 78,9% 78,5%

Tren/Metro 5,2% 5,6%

Autobús 11,8% 13,3%

Avión 4,1% 2,6%

2010 2012

Carretera 79,7% 73,4%

Tren 1,1% 1,6%

Barco 19,2% 25,0%

Iniciativa de mejorade la E�ciencia Energética

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138

Figura 6.3.-b. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte, y ahorro en términos de energía final

1. Consumo máximo para el 2015 de 5,6 l/100km para vehículos de gasolina, y 4,9 l/100km para vehículos diesel. Límites para el 2021: 4,1 y 3,6 l/100km respectivamenteFuente: INE; Anuario estadístico de la Dirección General de Tráfico; Odyssee; European Association for Battery Electric Vehicles; Ministerio de Fomento; Ministerio del Interior

En el sector industrial, la principal iniciativa considerada es el fomento de las auditorías energéticas y las empresas

de servicios energéticos (ESCOs). Esta medida, si bien ya se viene realizando en las grandes empresas, presenta un

potencial de aumento de penetración en las PyMEs. Es decir, a pesar de que la iniciativa de fomento de las auditorías

y ESCOs afecta a todo el sector industrial, se considera que su impacto diferencial a partir de 2014 ocurriría solo en

las PyMEs, ya que en España prácticamente la totalidad de las grandes empresas han venido ajustando su consumo

energético con anterioridad (por estar sujetas al control de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero).

En el caso de las PyMEs, la adhesión a las auditorías energéticas es voluntaria, y la decisión de realizar o no inversiones

en Eficiencia Energética dependerá del retorno esperado de la inversión en términos de ahorro económico asociado

a la disminución del consumo energético. Si se supone que, como máximo, un 50% de las PyMEs realizarán auditorías,

que se identificarán ahorros potenciales por un 30% del consumo de energía final en cada auditoría, y que el 20% de

las empresas que han realizado una auditoría decidirán acometer una inversión para poder obtener dicho ahorro, el

ahorro total en energía final podría llegar a las 1,0 Mtep en el período 2014-2020.

Por último, los sectores residencial y de servicios, se ven afectados de manera similar por las medidas de renovación de

edificios y de equipamiento.

Renovación del parque automovilístico

Cambios en el mix modal de transporte

Supuesta la misma tasa de renovación anual que en el período 2009-2012para el parque de turismos

– 4,5 % de renovación media anual (~1 M veh. / año) Consumos medios de vehículos nuevos de�nidos por los objetivos europeosa 2015 y 20211

– 5,5 l/100km en 2014 a 4,0 l/100km en 2020

Los vehículos híbridos y eléctricos suponen una mejora de la e�ciencia de: – 26% al sustituir un veh. de GLN /GOA, por híbrido – 67% al sustituir un veh. de GLN /GOA, por eléctrico

Los turismos suponen el ~35% del consumo de combustible en transportepor carretera

Aumento del % de pasajeros transportados en metro (0,5pp) y autobús(1,5pp) en detrimento del coche privado (-2pp)

– Supone incrementar un 30% la velocidad de cambio histórica

Aumento del % de mercancías por ferroviario (1,5pp) y marítimo (0,5pp),disminuyendo el uso de camiones (-2pp)

– Supone una reducción de la velocidad de cambio histórica,dado que el descenso de los años 2010-12 viene dadopor la crisis en el sector de la construcción

1,4 Mtep

0,3

Mtep

5,7 Mtep

1,1

Mtep


Ahorro de E. �nalanual en 2020

Ahorro de E. �nalacumulado 2014-2020Parámetros e hipótesis de modelización

Transporte


139

La renovación de edificios es de obligado cumplimiento para las administraciones públicas, que deben aplicarla a un

mínimo del 3% anual de su superficie. El resto de edificios, tanto de uso residencial o para servicios, tienen una adhesión

voluntaria. Si, en un caso optimista, los edificios privados experimentaran una tasa de renovación anual también

del 3% de la superficie total, y el ahorro alcanzable tras la renovación fuera de un 20% del consumo en calefacción,

refrigeración e iluminación (parámetro alineado con las prácticas habituales en el mercado), el total de ahorro en

energía final sería de 2,5 Mtep. Estos ahorros pueden parecer modestos, pero deben encuadrarse en un contexto en

que, dadas las temperaturas medias del país, una parte muy importante de las construcciones no obtendrían un ahorro

significativo en la renovación, y por lo tanto no serían proclives a invertir en ella.

Por otra parte, la renovación de equipamiento sería una medida dirigida principalmente al sector residencial. Según el

IDAE, un electrodoméstico de máxima eficiencia (clase A), supone un ahorro de hasta un 50% respecto al consumo del

equipo equivalente al que sustituye. Dado que no todas las renovaciones de equipos pueden traducirse en un cambio de

un electrodoméstico de la clase menos eficiente por otro de la de mayor eficiencia, se ha supuesto un ahorro medio de

un 25% del consumo por renovación de equipamiento. Asignando una vida media de los electrodomésticos de 20 años,

equivalente a una tasa de renovación del 5% anual, esta medida supondría un total de 1,1 Mtep en el período 2014-2020.

Figura 6.3.-c. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios

1. Dato estimado a partir del volumen del mercado de las ESCOs (1.100 M€ en 2012) y la facturación unitaria: 33€/m2 2. Adicionalmente, hay renovaciones de edificios realizadas sin la contratación de ESCOs, por lo que la tasa de renovación efectiva es ligeramente superiorFuente: INE; IDAE; Alimarket; análisis BCG

Auditorías energéticas y fomento de las ESCOs

Renovación de edi�cios

Renovación de equipamiento

Industria

Residencial

& servicios

Tendencia histórica Lógica de la iniciativa

Las auditorías energéticas permiten la evaluación del ahorro potencial, ayudando a fomentar la inversión privada

– Serán obligatorias para las grandes empresas, y se apoyará adhesión voluntaria de PyMEs

– Medidas regulatorias y de fomento del crédito fomentarán las ESCOs por parte del Gobierno

La renovación de los edi�cios conlleva mejoras en el rendimiento térmico y lumínico de edi�cios residenciales y de servicios

– Obligatoriedad de renovación del 3% anual en edi�cios públicos, y fomento de la renovación de los privados, mediante apoyo a las ESCOs

Los nuevos electrodomésticos y equipos suponen una mejora de e�ciencia respecto a los que sustituyen

• Prácticamente la totalidad de las grandes empresas ya vienen realizando auditorías energéticas, no siendo así para PyMEs

• Entre un 1 y un 1,5% de los edi�cios1 se renuevan anualmente contratando una ESCO2, con un ahorro de entre un 15 y un 30% del consumo

• El volumen de mercado de las ESCOs crece a un 15% anual

• Vida media de 20 años en electrodomésticos, lo

que supone una renovación del 5% anual


obse

rvat

orio

de

ener

gía

140

Figura 6.3.-d. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios,

y ahorro en términos de energía final

1. Lo que supone un 52% del consumo doméstico y un 79% del consumo en serviciosFuente: INE; IDAE; elaboración y análisis fundación Repsol

Como se ha visto anteriormente, otras medidas propuestas en la Directiva Europea o Plan de Ahorro y Eficiencia

Energética 2011-2020 no serían acreditables en relación al objetivo del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética,

bien por la dificultad que supone acreditar un ahorro logrado a través de las mismas, o bien porque no suponen una

mejora en términos de energía final.

Entre las iniciativas propuestas con ahorro de energía final difícilmente medible y acreditable, destacan las de mejora

de la eficiencia en transporte debido a la mejora del tráfico, de la movilidad urbana y del modo de conducción, así

como las medidas dirigidas al aumento de información al consumidor final de energía, como la instalación de nuevos

contadores eléctricos.

Auditorías energéticas y fomento de las ESCOs



Adhesión a auditorías energéticas • 100% de grandes empresas, pero ya adheridas con anterioridad • Supuesto un 50% de adhesión voluntaria de PyMEs a la realización

de auditorías energéticas

• Auditorías cada 4 años (25% de las empresas adheridas/año)

Split de consumo energético supuesto como: • 70% del consumo por grandes empresas, 30% PyMEs

Ahorro potencial

• El 20% de las empresas que realizan auditoría deciden realizarinversiones de mejora de e�ciencia

• El ahorro identi�cado supone un 30% del consumo


• 3% anual, tanto privados como públicos Ahorro alcanzable tras la renovación:

• 20% del consumo en calefacción, refrigeración e iluminación1

Renovación de equipamiento sólo en edi�cios residenciales

• 5% de renovación anual de electrodomésticos Ahorro potencial

• 25% de ahorro en el consumo de los electrodomésticos

0,3 Mtep

0,6 Mtep

0,3 Mtep

1,0 Mtep

2,5 Mtep

1,1 Mtep

Industria

Residencial & servicios

Hipótesis de modelizaciónIniciativa de mejorade la E�ciencia Energética

Ahorro de E. �nalanual en 2020

Ahorro de E. �nalacumulado 2014-2020


141

Estas iniciativas, si bien son también son relevantes en términos de un consumo energético responsable, requerirían

la definición de una metodología clara para contabilizar y acreditar el ahorro asociado a las mismas. De otro modo, el

esfuerzo destinado a su implantación no se traduciría en una mejora de la eficiencia acreditable para la consecución de

los objetivos marcados por la Directiva de Eficiencia Energética Europea.

Figura 6.3.-e. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética con ahorro de energía final

difícilmente medible y acreditable

Por último, en el tercer grupo encontramos todas aquellas medidas que, si bien suponen una mejora tanto del consumo

de energía primaria como de las emisiones de gases de efecto invernadero, no tienen efecto en términos de ahorro de

energía final.

Transporte

Residencial

• Mejora de la movilidad urbana y de las infraestructuras

• Mejora de la e�ciencia en

el modo de conducción

• Instalación de nuevos contadores eléctrico s

• La inversión pública en carretera y vías decreció un 58%en 2007-12

• La inversión en red ferroviaria decreció un 76% en el mismo período

• No se espera un aumento de la inversión en obra públicae infraestructuras a corto plazo

• Di�cultad para alcanzar ahorros

signi�cativos, ya que implicaría la reeducación de los conductores y el cambio de sus hábitos de conducta

• Medida de carácter informativo al usuario, no

necesariamente se traduce en una mejora de la e�cienciasigni�cativa

• La movilidad urbana está in�uenciada por otros factoresademás de por el estado de las infraestructuras

• El ahorro obtenido es difícilmente separable de la evolucióndel trá�co, resultado del crecimiento económico

• Difícilmente contabilizable y medible de

forma efectiva en términos de reducción de energía �nal

• Di�cultad para acreditar los ahorros debidos

exclusivamente a la implantación de esta medida


Di�cultad para acreditar ahorrosobtenidos por estas iniciativas

Obstáculos para la consecución de ahorrosmediante estas iniciativas

obse

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de

ener

gía

142

Figura 6.3.-f. Iniciativas sin ahorro efectivo de energía final

El ahorro total de energía final obtenido por todas las iniciativas analizadas para el período 2014-2020, aun con

hipótesis de implantación optimistas, alcanza un total de ~11,4 Mtep, cifra que queda por debajo del objetivo fijado en

el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética en España, que se sitúa en 16 Mtep en su versión menos ambiciosa.

• Aumento de la penetración de vehículos

con gas natural

• Cogeneración de alta e�ciencia

• Cambios en el mix de generación

eléctrica: aumento de la penetraciónde renovables

Transporte

Industria

Generacióneléctrica

Iniciativas propuestas Comentarios

• No supone una mejora de la e�ciencia respecto al vehículo sustituido, ya sea de gasolina o diesel • No obstante, sí que supone una mejora en la emisión de gases de efecto invernadero

• No se puede contabilizar como ahorro en Sistemas de Obligaciones energéticas porque éste es en términos de energía �nal

• No se prevé un aumento de la capacidad instalada de cogeneración a corto plazo, tras la supresión de las primas

• Los cambios en el mix de generación eléctrica no son contabilizables como ahorros en términos

de energía �nal


143

Figura 6.3.-g. Impacto total de las medidas propuestas en la Directiva y el Plan Nacional de Eficiencia Energética

en España vs. ahorro objetivo del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética

Fuente: Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020 IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol

20

0

30

10

40

Ahorro total contabilizado

11,4


1,1


2,5

16,0-36,1

1,0

Cambios en el mix modal de transporte

1,1

Renovación del parque

automovilístico

Auditorías & ESCOs

Objetivo Sistema de Obligaciones

de E�ciencia Energética

16,0

Impacto potencial de ahorro de energía �nal en 2014-20 vs. ahorro objetivo por sistema de obligaciones energéticas

(Mtep de ahorro

de energía

�nal acumulado

en 2020)

5,7

Ahorro identi�cado Objetivo mínimo (interpretación del Ministerio) Objetivo máximo

Objetivo máximo deahorro anual en 2020

entre las opcionespermitidas por la Directiva

Objetivo de ahorro anualen 2020, con senda laxa yexclusión del transporte

(propuesta del Ministerio)

Nivel de di�cultad en la consecución del ahorro: Alto Bajo

Inversión inercial asociada a la iniciativa (M€)

Inversión marginal por mejora de la e�ciencia (M€)

- - -

~175.000 - - - -

~750 ~350 ~1.600 ~15.600 ~900

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de

ener

gía

144

Es necesario destacar que el impacto potencial ha sido evaluado considerando un escenario optimista en relación al

grado de implantación de las iniciativas propuestas. No obstante, el grado de implantación efectiva de las mismas

dependerá en gran parte de la dificultad asociada para llevarla a cabo, que a su vez está relacionada con la inversión

económica necesaria.

En este sentido, hemos estimado los recursos económicos necesarios asociados a la implantación de cada iniciativa por

separado. Esta inversión puede estar compuesta tanto de fondos públicos como privados, en función de la iniciativa.

En algunos casos, la iniciativa de mejora de la eficiencia está asociada a un comportamiento inercial que se produciría,

al menos parcialmente, aunque no se promoviera como herramienta de mejora de la Eficiencia Energética. Por ejemplo,

la renovación del parque automovilístico o de los electrodomésticos en el sector residencial se produciría en mayor o

menor medida independientemente de que con estas iniciativas se proponga mejorar la Eficiencia Energética.

No obstante, estas iniciativas también podrían conllevar una inversión marginal directamente asociada a la mejora de la

Eficiencia Energética. Como ejemplo, se podrían citar las diferencias de precio en la adquisición de un electrodoméstico

de clase A++ frente a otro menos eficiente, o las subvenciones gubernamentales para incentivar la compra de vehículos

de menor consumo.

En la siguiente tabla se muestran los resultados de la estimación de la inversión necesaria para la implantación de las

iniciativas consideradas (tanto las inversiones totales o inerciales, como aquellas marginales exclusivamente enfocadas

en la mejora de la eficiencia).


145

Figura 6.3.-h. Evaluación de la inversión requerida para la implantación de las iniciativas

1. Dato para España, 2012Fuente: Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020 IDAE; INE; ICCT; elaboración y análisis Fundación Repsol

Iniciativas de mejorade la E�ciencia Energética Inversión inercial

Inversión marginal pormejora de la e�ciencia Parámetros usados en la evaluación de la inversión requerida

Renovación del parqueautomovilístico

Cambios en el mix modalde transporte

Auditorías energéticas yfomento de las ESCOs (industria)



• Tasa de renovación anual: 1,04-1,07 M vehículos (en línea con el comportamiento de los últimos años)

• Precio medio de vehículos nuevos: 23.786 € / turismo1

• Inversión marginal basada en la estimación del IDAE (Plan 2011-20) para la "Renovación del parque automovilístico de turismos"

• Inversión marginal basada en la estimación del IDAE en (Plan 2011-20) para las medidas "Planes de movilidad urbana"; "Mayor participación del modo ferroviario"; "Mayor participación del modo marítimo"; "Mayor participación de los medios colectivos en el transporte por carretera"

• Inversión basada en la estimación del IDAE (Plan 2011-20) para las medidas: "Auditorías energéticas"; "Mejora de la tecnología de equipos y procesos (MTD)" e "Implantación de sistemas de gestión energética."

• Inversión basada en de la estimación del IDAE (Plan 2011-20) para las medidas para edificación existente: "Rehabilitación energética de la envolvente térmica"; "Mejora de la Eficiencia Energética de las instalaciones térmicas"; "Mejora de la Eficiencia Energética de las instalaciones de iluminación interior " y "Mejora de la Eficiencia Energética de las instalaciones de frío"

• Precio de renovación de electrodomésticos: 4.500 €/vivienda

• Inversión marginal basada en la estimación del IDAE (Plan 2011-20) en la medida "Mejora de la Eficiencia Energética del parque de electrodomésticos"

~175.000 M €

-

-

-

~40.000 M €

~750 M €

~350 M €

~1.600 M €

~15.600 M €

~900 M €

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146

Este análisis evidencia la dificultad de la implantación de las iniciativas para el cumplimiento del Sistema de Obligaciones de

Eficiencia Energética. No obstante, la implantación de todas las iniciativas analizadas comportaría una reducción significativa

de consumo de energía final respecto a la proyección analizada anteriormente (entre 93 y 97 Mtep, dependiendo del

escenario de crecimiento económico aplicado, que se reduciría hasta los 90-94 Mtep tras la aplicación de las iniciativas).

Figura 6.3.-i. Modificación de las proyecciones de energía final como resultado de la aplicación de los ahorros obtenidos

por mejoras de eficiencia (incluyendo usos no energéticos)

1. El objetivo de la directiva se define en términos de energía primaria sin usos no energéticos y alcanza los 98 Mtep. Se consideran 6 Mtep de usos no –energéticos (en línea con el valor histórico) hasta alcanzar los 104 Mtep

Evolución histórica y proyecciones del consumo de energía �nal (incluyendo usos no energéticos)

100

90

110

80

2001

60

2020 2018 2003 2016 2014 2005 2012 2007 2010 2009 2008 2011 2006 2013 2004 2015 2002 2017 2000 2019

70


90

94

92

Consumo de energía �nal en España (Mtep)

Histórico

Escenario Alto

Escenario Bajo

Escenario Base


147

6.4. Proyecciones de la Eficiencia Energética en España hasta el 2025

Se estima que el índice de Repsol de Eficiencia Energética Interna (IE2-R) mejorará durante el período 2013-2025. Esta mejora

vendrá dada por el grado de implantación de las iniciativas de mejora de la eficiencia descritas en apartados anteriores.

En el escenario base, es decir, si no se implantaran dichas iniciativas, el crecimiento anual obtenido sería del 0,4%,

llegando el IE2-R a un valor máximo de 115,4 en 2025. Este leve crecimiento sería resultado, principalmente, de los

cambios definidos en el mix de generación eléctrica, así como de la evolución del mix de fuentes en energía final en

cada uno de los sectores.

No obstante, si contabilizamos el impacto de las medidas de mejora de eficiencia analizadas anteriormente, la tasa de

crecimiento medio anual llegaría al 0,7%. En este caso, el valor alcanzado por el índice en 2025 sería de 121,0.

Figura 6.4.-a. Rango de proyección del índice IE2-R

Fuente: Elaboración y análisis Fundación Repsol

2005 2022 2025

125

2007 2018 2006 2010 2009 2019 2021 2017 2016 2015 2014 2012 2013 2011 2008 2024

95

105

2023

110

2020

100

120

115 115,4

110,1

121,0

Índice IE2-R 2005 = 100

Sin iniciativas de mejora de e�ciencia

Datos históricos

Con iniciativas de mejora de e�ciencia continuistas

Empeora laE�ciencia Energética

Mejora laE�ciencia Energética

+1,4%

+0,7%

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148

Aunque en el caso de que se logre la implantación de todas las medidas se lograría una mejora significativa de la eficiencia,

la tasa de crecimiento medio anual de 0,7% queda lejos de los valores históricos alcanzados entre el 2005 y el 2012, del

1,4%. Se puede concluir, por tanto, que la Eficiencia Energética en España se encuentra en una fase de estancamiento.

A nivel sectorial, se esperan mejoras en la eficiencia de transformación en los sectores servicios y residencial, con

crecimientos anuales entre el 0 y el 0,1% respectivamente. Por el contrario, en el transporte y en la industria se prevé

que el índice decrezca, a ritmos de -0,1% y de -0,3% anual.

Figura 6.4.-b. Eficiencia de transformación en los diferentes sectores


El aumento de la eficiencia de transformación en el sector residencial se debe sobre todo al aumento de la penetración

del gas, continuando la tendencia de los últimos años.

Por su parte, la caída de la eficiencia de transformación tanto en el transporte como en la industria, aunque muy leve,

se debe al aumento de la representación de la electricidad dentro del mix energético de cada sector.

Las proyecciones de los índices de Eficiencia Energética se realizan también a nivel sectorial. Nuevamente, se distingue

entre el distinto grado de implantación de las medidas de mejora de la eficiencia, por lo que las proyecciones se definen

en un rango de valores posibles.

40

100

80

60

E�ciencia de transformación en el sector servicios (%)

52,2 52,9

2012

51,6 51,6

2015e 2020e 2025e

100

40

60

80

2025e 2020e

E�ciencia de transformación en el sector transporte (%)

90,1 90,6

2015e

90,8

2012

90,8

100

80

60

40

2015e 2012

73,2 71,1 72,7

E�ciencia de transformación en el sector residencial (%)

2025e

72,3

2020e

60

80

100

40

2025e

E�ciencia de transformación en el sector industria (%)

68,0

2020e

68,8

2015e

69,5

2012

70,5



-0,1%

-0,3%

-0,0%

+0,1%


149

Figura 6.4.-c. Índice de Eficiencia Energética por sector

Fuente: Eurostat; Comisión Europea; Ministerio de Fomento; INE; IDAE; elaboración y análisis Fundación Repsol

Se observa una mejora del índice similar en todos los sectores excepto en el industrial, que crece pero a menor ritmo (un

0,4% anual). El sector industrial es también el que presenta menor diferencia entre escenarios. Esto es debido a que la

única iniciativa concreta directamente relacionada con la industria es la implantación de las auditorías energéticas. Éstas

ya vienen siendo realizadas por la mayoría de las grandes empresas, que son las principales consumidoras de energía en

el sector industrial, por lo que el impacto de la medida aplicada a las PyMEs no logra una relevancia muy significativa.

Adicionalmente, la reducción del consumo energético que pudiera lograrse con esta medida no implica un cambio en el mix

de fuentes de energía final. Por lo tanto, esto no puede traducirse en una clara mejora de la Eficiencia Energética del sector.

La evolución esperada para el sector transporte, con hasta un 0,6% de crecimiento anual, es muy significativa. Esta mejora

de la eficiencia es resultado de los ahorros obtenidos con la renovación del parque de turismos y mediante el fomento

del cambio en el mix modal. A pesar de que las dos últimas medidas suponen una migración del consumo de productos

petrolíferos hacia otras energías, con menor eficiencia de transformación, el consumo unitario de energía final se reduce.

Por último, el sector residencial y el de servicios presentan sendas mejoras con crecimientos anuales del 0,7 y del 1,0%

respectivamente. Esto es resultado de una combinación de factores, principalmente del aumento de la penetración

del gas natural y de las energías renovables. A esto hay que añadir la implantación de las iniciativas de renovación de

equipamiento y edificios, con la consiguiente disminución de consumo. Estas iniciativas son especialmente relevantes

en el sector residencial, lo que explica que su tasa de crecimiento anual sea la más elevada.

Informe Fundación Repsol


140

120

100

2025 2020 2015 2010 2005

130

90

110


114,9

116,4

113,7

114,6

111,2

100,0


90

110

130 140

120

100

2025 2020 2015 2010 2005

123,4

131,6

122,1

127,0

118,1


90

110

130

100

120

140

2005 2010 2020 2015 2025

100,0

120,1

134,8 129,9


128,2

110

90

130

2005 2015

100

2010 2025

140

2020

120

103,3

110,0

102,4

106,6


102,5 100,0

Sin implantar iniciativas de e�ciencia Con la implantación de las iniciativas de e�ciencia

+0,6% +0,4%

+1,0%+0,7%

obse

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de

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gía

150

6.5. Proyecciones de las emisiones de GEI en España hasta el 2025

El índice de Repsol de Intensidad de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (I2C-R) se estima que decrecerá

levemente, a una tasa de crecimiento medio anual de -0,2%, en el caso de que se implanten con éxito todas las

medidas propuestas de mejora de la eficiencia. En caso de no hacerlo, éste crecimiento anual pasaría a ser de

+0,1%. Se inicia así, a partir de 2013, una etapa de estabilidad donde no se esperan grandes variaciones dentro

del mix energético de cada sector.

Analizando la evolución prevista para este índice, vemos que en las proyecciones base no se aprecian cambios

relevantes. En este caso, el índice crecería levemente, hasta alcanzar los 84,3 puntos en 2025. Tras la implantación de las

medidas de eficiencia, sin embargo, el índice descendería, quedando en 80,0 puntos en 2025.

Figura 6.5.-a. Evolución del índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI


De igual forma que en el índice de Eficiencia Energética, la evolución esperada en el período 2012-2025 contrasta con

los valores históricos de decrecimiento que se venían alcanzando, al 2,7% anual. Este hecho refleja un menor potencial

en la reducción de emisiones al quedar saturadas las principales vías que se han utilizado en el período 2005-2012,

como el aumento de los biocombustibles, el fuerte crecimiento de las renovables en el mix eléctrico y la penetración

del gas natural en el sector residencial.

2009 2006 2017

120

100

80

60

2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2019 2021 2023 2025

110

70

90

2015 2013 2005 2011 2007

84,3 82,7

Índice I2C-R 2005 = 100

80,0

-

Escenario con iniciativas de mejora de la e�ciencia

Datos históricos

Escenario base

Reducción dela intensidadde emisiones

Aumento dela intensidadde emisiones

-2,7%

-0,2%


151

Analizando las proyecciones del factor de intensidad de emisiones en los distintos sectores, se observan

comportamientos prácticamente planos. Esto confirma que no se prevén grandes variaciones en el comportamiento

de los sectores en cuanto a emisiones.

Figura 6.5.-b. Factor de intensidad de emisiones en los diferentes sectores


El crecimiento de la intensidad de emisiones en el transporte se explica por la progresiva penetración de vehículos

eléctricos en el parque de turismos prevista que, aunque leve, supone un ligero empeoramiento adicional de las emisiones.

La industria, por su parte, presenta una leve mejora, resultado de una mayor penetración del gas natural y de la

cogeneración de alta eficiencia.

En el caso del sector residencial, el decrecimiento de las emisiones de GEI viene explicado por la importante presencia

de energía eléctrica en el mix.

Este impacto en la intensidad de emisiones asociado a la electricidad también afecta al sector servicios, logrando una

disminución del factor de emisiones del sector.

6.000

4.000

0

2.000

Factor de intensidad de emisiones en el sector servicios (KgCO2eq/tep)

3.467 3.489

2012

3.544 3.437

2015e 2020e 2025e 2007

4.219

0

2.000

4.000

2020e 2015e

Factor de intensidad de emisiones en el sector transporte (KgCO2eq/tep)

3.243 3.245

2012

3.247

2007

3.337

2025e

3.261

4.000

2.000

0

2015e 2012

2.916 2.890

2007

3.212 3.009

Factor de intensidad de emisiones en el sector residencial (KgCO2eq/tep)

2025e

3.096

2020e

4.000

2.000

2025e

3.095

2020e

Factor de intensidad de emisiones en el sector industria (KgCO2eq/tep)

3.092

2015e

3.091

2012

3.115

2007

3.448 +0,03%

+0,53% -0,24%

-0,05%



0

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Figura 6.5.-c. Evolución estimada del índice de intensidad de emisiones I2C-R por sector

Fuente: Eurostat; INE; Ministerio de fomento; IDAE; Directiva de Eficiencia Energética; Odyssee; PRIMES; AIE; elaboración y análisis Fundación Repsol

120

100

80

60

40

2025 2020 2015 2010 2005


83,7

85,3

83,5

84,4 81,9

100,0

60

120

100

80

40

2025 2020 2015 2010 2005


73,1

77,6

76,0

78,7 75,1

100,0 120

100

2005 2010

60

40

2015

80

2020 2025


66,0

64,3 68,6 67,6

100,0

66,7

2010 2020 2015

80

2005

100

2025

120

60

40

100,0 94,4

88,2


88,1

92,4 91,2

Proyección con medidas de mejora de e�ciencia energética Valores históricos Proyección base



-0,2%

-0,3%+0,3%

-0,2%


153

7 Conclusiones

Con la publicación de este informe, Fundación Repsol ofrece herramientas técnicas para la medición de la

Eficiencia Energética y la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero, que permiten analizar

las palancas más relevantes para potenciar el equilibrio entre desarrollo económico y sostenibilidad

energética y ambiental. La información recogida en los índices definidos, junto con las proyecciones a 2025,

contribuye al debate sobre la evolución del mercado energético, desde una perspectiva global e integrada.

En 2013, la evolución de los mercados energéticos estuvo marcada por la coyuntura de la economía. El

PIB mundial creció un 3%, nivel ligeramente inferior al de 2012. Los estados emergentes crecieron muy

por encima de la media (China 7,7%, India 4,4%), la UE mantuvo un nivel estable y EE.UU. creció un punto

por debajo con respecto a 2012.

La demanda de energía primaria experimentó una evolución similar a la tendencia del PIB. Los

combustibles fósiles representaron el 80% del mix, aunque con una menor demanda global de gas,

debido a la mayor contribución del carbón en los países en vías de desarrollo. Así, la intensidad energética

se mantuvo relativamente estable, mientras que las emisiones de GEI aumentaron notablemente.

En el ámbito regulatorio, se lanzaron iniciativas con objeto de promover mayor Eficiencia Energética y

controlar la emisión de GEI. Entre ellas destacaron: la Cumbre de Varsovia, con un objetivo de acuerdo a

2015 para la reducción de emisiones contaminantes; y la Directiva Europea 2012/27/UE, que presentó un

nuevo marco para el fomento de la Eficiencia Energética.

De la misma manera que ocurrió en el resto del mundo, las tendencia del mercado energético español

estuvieron muy marcadas por el estado de la economía. En este sentido, el PIB continúo cayendo debido

a una disminución del gasto de las Administraciones Públicas, un decrecimiento del consumo privado

y una reducción del empleo y las rentas salariales. La demanda de energía primaria se redujo también

notablemente, con una mayor contribución de las energías renovables y una menor penetración del

carbón. No obstante, el consumo de energía final se redujo en menor proporción, debido a una sustancial

mejora de la eficiencia de transformación.

España, como miembro de la Unión Europea, también llevó a cabo importantes iniciativas en materia

regulatoria en 2013. Entre ellas destaca la reforma del mercado eléctrico, con medidas importantes como

la proposición de un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación en régimen especial

y las redes de transporte y distribución, así como la reducción de los pagos por capacidad que perciben

las centrales de ciclo combinado y un incremento de los peajes de acceso. Además se presentó una

propuesta ministerial como respuesta a la directiva europea con un objetivo importante de ahorro para

2020, derivado de iniciativas para la mejora de la Eficiencia Energética.

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Por otro lado, se han analizado en el informe los Índices Repsol de Eficiencia Energética e Intensidad de Emisiones de

GEI para el año 2012, que recogen dinámicas del mercado español y ofrecen una explicación de las causas y los posibles

efectos de las mismas.

El Índice Repsol de Eficiencia Energética Interna en España aumentó dos puntos en 2012, debido principalmente a una

caída generalizada del consumo unitario de energía final en todos los sectores.

Dicha caída fue especialmente acentuada en el sector industrial, en el que las industrias metalúrgica, de minerales no

metálicos y textil experimentaron una fuerte reducción de su intensidad energética.

La eficiencia del sector transporte, sin embargo, no llegó a aumentar ya que aunque el consumo unitario de pasajeros

se redujo significativamente y se produjo una mejora del mix modal, la eficiencia de transformación tuvo también una

reducción importante, debido a una mayor penetración del biodiesel y la electricidad. Dicho impacto negativo derivado

de la creciente contribución de la electricidad, fue la causa de que la eficiencia del sector residencial disminuyese. No

obstante, el índice de eficiencia del sector servicios sí aumentó, manteniendo así su tendencia positiva de los últimos

años. En 2013, se espera que el índice de Eficiencia Energética se incremente ligeramente.

En cuanto al Índice Repsol de Intensidad de Emisiones Internas de GEI en España, analizado para el año 2012, éste

evolucionó de manera análoga al índice de eficiencia, presentando una disminución de 1,6 puntos, debido a la ya

mencionada caída del consumo unitario, pero amortiguada por un notable aumento del factor de emisión global. El

sector servicios fue el único que tuvo un comportamiento dispar, y fue debido a un aumento notable de sus emisiones

específicas. En 2013, se espera que los niveles de emisiones de GEI presenten una leve reducción.

En referencia a los Índices del Pozo al País, el de Eficiencia Energética aumentó considerablemente, debido a una

reducción del factor de consumo, principalmente en los sectores residencial y de servicios, que experimentaron una

mayor participación del gas natural en el mix. Por tanto, el índice de Emisiones Internas de GEI disminuyó a su vez, con

una caída importante del factor de emisiones.

En cuanto al comportamiento futuro del mercado energético español, la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo

relativa a la Eficiencia Energética establece dos objetivos sobre el consumo energético en España en el año 2020: (i) la

reducción de un 20% de la demanda de la energía en 2020 sobre los valores previstos en las proyecciones realizadas

en 2007 (que en España se traducen en una demanda de energía final menor a 130 Mtep y un consumo de energía

final menor a 98 Mtep en 2020), y (ii) la introducción de un Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética, que

se traducen, en la interpretación más flexible (y preferida por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo) y en la

necesidad de justificar ahorros energéticos en el consumo de energía final resultado de iniciativas de mejora de la

Eficiencia Energética por 16 Mtep en el periodo 2014-20.

De acuerdo a las proyecciones de demanda de energía primaria y consumo de energía final realizadas en el Informe, según

tres escenarios distintos de crecimiento económico hasta 2025 España debería, con alta probabilidad, lograr cumplir los

objetivos absolutos de demanda de energía primaria (130 Mtep) y consumo de energía final (98 Mtep) en 2020 de la

directiva europea. Esto se debe, principalmente, a la fuerte reducción de la demanda de energía ocurrida desde 2007 (año

en el que se establecieron las bases para el cálculo de los objetivos) a consecuencia de la crisis económica.


155

El cumplimiento del segundo objetivo establecido por la directiva europea (16 Mtep de ahorro acumulado entre 2014 y

2020 por iniciativas de Eficiencia Energética) parece sin embargo mucho más difícil de alcanzar. Las iniciativas de mejora

de la Eficiencia Energética consideradas en la Directiva Europea y el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética 2011-2020

del Gobierno de España no parecen tener el potencial suficiente en España para alcanzar el objetivo establecido. Serían

necesarias iniciativas adicionales, y la consiguiente movilización de recursos, para intentar acercarse todavía más al objetivo.

Fundación Repsol continúa su compromiso con el desarrollo y estudio de las técnicas de medición de la Eficiencia

Energética y de la intensidad de emisiones, a fin de identificar y potenciar las medidas e iniciativas clave para la

consecución de un desarrollo económico y energético más sostenible.

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A Glosario

Balance energético: aplicación del principio de conservación de la energía a un sistema concreto mediante el cual se

determinan todos los aportes y pérdidas de energía, experimentalmente o mediante cálculo.

Biocombustible: carburante o combustible obtenido a partir de la biomasa.

Biodiesel: biocombustibles que se obtiene a partir de lípidos vegetales.

Biogás: gas constituido principalmente por una mezcla de metano y dióxido de carbono y que proviene de la

fermentación anaerobia de la biomasa.

Biomasa: masa de materia orgánica, no fósil, de origen biológico. Una parte de este recurso puede ser explotado,

eventualmente, con fines energéticos.

Cambio climático: modificación del clima con respecto al historial climático a una escala regional o global.

Calentamiento global: término utilizado para referirse al fenómeno del aumento de la temperatura media global de

la atmósfera terrestre.

Carbón: materia sólida, ligera, negra y muy combustible que resulta de la destilación o de la combustión incompleta

de la leña o de otros cuerpos orgánicos.

CCGT: Combined Cycle Gas Turbine (turbina de gas de ciclo combinado).

Central de carbón: central termoeléctrica que utiliza carbón como combustible.

CH4: metano, gas de efecto invernadero.

CNE: Comisión Nacional de la Energía.

CO2: dióxido de carbono, gas de efecto invernadero.

Coalbed Methane Gas: gas natural (metano) no convencional extraído de camas de carbón.

Combustión: reacción química exotérmica de una sustancia o mezcla de sustancias que generalmente desprende una

gran cantidad de calor.


157

Cogeneración: producción asociada de energía eléctrica y calor en una planta termoeléctrica, para su utilización industrial.

Combustible fósil: combustible a partir de sustancias de origen orgánico, más o menos petrificadas, que por causas

naturales se encuentra en las capas terrestres.

Coque: combustible sólido, ligero y poroso que resulta de calcinar ciertas clases de carbón mineral.

Dependencia energética: relación entre el consumo de combustibles autóctonos y el consumo total nacional de

recursos energéticos.

Directiva Europea: documento legal elaborado por el Consejo de la Comisión Europea, que dirige la forma de legislar

en cada Estado Miembro para que resulte uniforme en toda la Unión Europea.

Energía solar térmica: energía térmica obtenida mediante la conversión directa de la radiación solar.

Energía fotovoltaica: energía eléctrica obtenida a partir de la radiación solar.

Energía final: energía suministrada al consumidor.

Energía nuclear: energía producida por reacciones atómicas de fusión o fisión.

Energía primaria: energía obtenida de la naturaleza y que no ha sido sometida a ningún proceso de transformación.

Energías renovables: energías cuya utilización y consumo no suponen una reducción de los recursos o potencial

existente de las mismas.

Energía térmica solar: energía eléctrica generada mediante el calentamiento de un fluido portador de calor por efecto

de la radiación solar.

Gas natural: gas combustible procedente de formaciones geológicas y compuesto principalmente por metano.

Gas no convencional: gas que se encuentra en yacimientos no comunes de depósitos de hidrocarburos, ubicado

en formaciones rocosas de baja permeabilidad, lo cual hace difícil su proceso de extracción. Entre los gases no

convencionales destacan: Shale Gas, Tight Gas, Coalbed Methane Gas.

Gas natural licuado (GNL): gas natural procesado y enfriado a -161°C para poder ser transportado en forma líquida.

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Gases licuados del petróleo (GLP): mezcla de gases fácilmente condensables aumentando presión o disminuyendo

la temperatura y que están presentes en el gas natural y disueltos en el petróleo.

Gasóleo(s): fracción destilada del petróleo crudo, que se purifica especialmente para eliminar el azufre. Se usa

normalmente en los motores diesel y como combustible en hogares abiertos.

Gasolina(s): mezcla de hidrocarburos líquidos volátiles e inflamables obtenidos del petróleo, que se usa como

combustible en diversos tipos de motores.

GEI: Gases de Efecto Invernadero. Se han tenido en cuenta el dióxido de carbono (CO2), el metano (CH4) y el óxido

nitroso (N2O).

Generación eólica: energía eléctrica obtenida a partir de la energía cinética del viento.

Generación geotérmica: energía eléctrica generada a partir del aprovechamiento del calor del interior de la tierra.

Generación hidráulica: electricidad obtenida a partir del aprovechamiento de la energía cinética y potencial de las

corrientes de agua.

Generación marina: energía eléctrica generada por el movimiento de las olas o las mareas.

Global Insight Coal Index: índice de precios de carbón.

Henry Hub: mercado spot y de futuros de gas natural en Estados Unidos.

Hidrocarburo: compuesto resultante de la combinación del carbono con el hidrógeno.

IDAE: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.

AIE: Agencia Internacional de la Energía.

INE: Instituto Nacional de Estadística.

Intensidad energética primaria: cociente entre la demanda de energía primaria y el Producto Interior Bruto en

términos reales.

Intensidad energética final: cociente entre el consumo de energía final y el Producto Interior Bruto en términos reales.


159

Intertrimestral: comparación entre una cantidad y la correspondiente a un trimestre antes.

Interanual: comparación entre una cantidad y la correspondiente a un año antes.

IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change.

National Balancing Point (NBP): mercado spot y de futuro de gas natural en el Reino Unido.

NETL: National Energy Technology Laboratory.

N2O: óxido nitroso, Gas de Efecto Invernadero.

OCDE: Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico.

ONU: Organización de las Naciones Unidas.

ppm: parte por millón.

Petróleo: líquido natural oleaginoso e inflamable, constituido por una mezcla de hidrocarburos, que se extrae de lechos

geológicos continentales o marítimos. Mediante diversas operaciones de destilación y refino se obtienen de él distintos

productos utilizables con fines energéticos o industriales, como la gasolina, la nafta, el queroseno, el gasóleo, etc.

PIB: Producto Interior Bruto.

Planta gasificadora: instalación industrial que regasifica el gas natural licuado (GNL) para que posteriormente pueda

ser distribuido por la red de distribución.

Producción de petróleo: extracción de petróleo de los yacimientos.

Punto de suministro de gas natural: conexión de la red de distribución de gas natural a un consumidor.

REE: Red Eléctrica de España.

RENFE: Red Nacional de Ferrocarriles Españoles.

Queroseno: una de las fracciones del petróleo natural, obtenida por refinación y destilación, que se destina al

alumbrado y se usa como combustible en la aviación.

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Refinería: unidad industrial que transforma petróleo crudo en productos derivados o refinados (gas licuado, gasolina,

gasóleo, queroseno, asfalto…).

Shale Gas (Gas de Esquisto o Pizarra): gas natural no convencional extraído de formaciones de esquisto.

TCMA: Tasa de Crecimiento Media Anual.

Tight Gas: gas natural no convencional en areniscas apretadas de baja porosidad y permeabilidad.

Tonelada equivalente de petróleo (tep): energía liberada por la combustión de una tonelada de petróleo que, por

definición de la Agencia Internacional de la Energía, equivale a 107 Kcal.

UE: Unión Europea.

UNFCCC: United Nations Framework Convention on Climate Change.

VAB: Valor Añadido Bruto.

Vivienda principal: toda vivienda familiar que es utilizada como residencia habitual de uno o más hogares y que es

ocupada por éstos la mayor parte del año.


161

B Bibliografía

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Real Decreto 134/2010 Establecimiento del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, febrero

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Real Decreto-ley 6/2010. Medidas para el impulso de la recuperación económica y el empleo, abril 2010, España.

Real Decreto-ley 14/2010, Medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico, diciembre 2012, España

Real Decreto 1221/2010, Modifica del Real Decreto 134/2010, por el que se establece el procedimiento de resolución de

restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 por el que se organiza y regula el mercado

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Real Decreto-ley 1/2012, Suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y supresión de los incentivos

económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía

renovables y residuos, enero 2012, España

Real Decreto-ley 13/2012. Transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de

comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los

costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, marzo 2012, España

Real Decreto 235/2013, Aprobación del procedimiento básico para la certificación de la Eficiencia Energética de los edificios,

abril 2013, España

Real Decreto-ley 17/2012. Medidas urgentes en materia de medio ambiente, mayo 2012, España.

Real Decreto-ley 9/2013. Medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, julio 2013, España

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Red Eléctrica Española, Avance del informe 2012, diciembre 2012, Madrid, España


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en materia de emisiones de los turismos nuevos como parte del enfoque integrado de la Comunidad para reducir las

emisiones de CO2 de los vehículos ligeros, abril 2009, Bruselas, Bélgica

Reglamento (UE) Nº 510/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo por el que se establecen normas de comportamiento

en materia de emisiones de los vehículos comerciales ligeros nuevos como parte del enfoque integrado de la Unión para

reducir las emisiones de CO2 de los vehículos ligeros, mayo 2011, Bruselas, Bélgica

RENFE, Memoria Anual, 2013, Madrid, España

Statistical Review of World Energy, BP, junio 2013

Well to wheels analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context, CONCAWE, EUCAR,

European Comission Joint Research Centre, 2003-2008

The White House, Blueprint for a Secure Energy Future, marzo 2011

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166

C Bases de datos para el cálculo de los indicadores

Datos nacionales e internacionales para el cálculo del IE2-R

• Comisión Europea

• Eurostat

• Agencia Internacional de la Energía (AIE)

• Instituto Nacional de Estadística (INE)

• Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)

• Ministerio de Fomento

• Odyssee

• PRIMES

Datos nacionales e internacionales para el cálculo del I2C-R


• Eurostat

• Agencia Internacional de la Energía (AIE)


• Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)

• Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC)

• Ministerio de Fomento

• Ministerio de Alimentación, Agricultura y Medioambiente

• Odyssee

• PRIMES

Otras bases de datos utilizadas para el desarrollo de los gráficos y otros cálculos

• Asociación Española de Fabricantes de Coches y Camiones (ANFAC)

• Cedigaz

• Comisión Nacional de energía (CNE)

• Climate Research Unit

• Club Español de la Energía


• CONCAWE (Conservation of Clean Air and Water in Europe)

• Council of European Energy Regulators

• Datastream

• Dirección General de Tráfico (DGT)

• Economist Intelligence Unit (EIU)

• Enagás

• Energy Information Administration (EIA)


167

• Energy Star

• Europa Press

• EUCAR (European Council for Automotive R&D)

• Euroconstruct

• Euromonitor

• European Comission Joint Research Centre

• European Smart Grids Technology Platform

• European Environment Agency (EEA)

• Federación Empresarial de la Industria Química Española (FEIQUE)

• Fondo Monetario Internacional (FMI)

• Ganvam

• Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE)


• Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC)

• National Energy Technology Laboratory (NETL)

• National Snow and Ice Data Center

• Oficemen

• International Association of Oil & Gas producers (OGP)

• Organización de Naciones Unidas (ONU)

• Red Eléctrica Española (REE)

• Rystad

• United States Energy Protection Agency (EPA)

• United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCC)

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D Índice de figuras

Figura 2.1.-a. Evolución del crecimiento del PIB en el mundo 7

Figura 2.1.-b. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por regiones (2000-2013) 8

Figura 2.1.-c. Evolución de la demanda mundial de energía primaria por fuente de energía (2000-2013) 9

Figura 2.1.-d. Escenario de la AIE de demanda futura de energía primaria mundial 11

Figura 2.3.1.-a. Evolución de la demanda mundial de petróleo (2000-2013) 15

Figura 2.3.1.-b. Precios del petróleo en dólares por barril (2002-2013) 16

Figura 2.3.1.-c. Principales rutas de comercio internacional de petróleo en 2012 17

Figura 2.3.2.-a. Evolución de la demanda mundial de gas natural (2000-2013) 18

Figura 2.3.2.-b. Evolución del precio de gas natural en $/MBtu (2000-2013) 19

Figura 2.3.2.-c. Principales rutas de comercio internacional de gas natural en 2012 20

Figura 2.3.3.-a. Evolución de la demanda mundial de carbón (2000-2013) 21

Figura 2.3.3.-b. Evolución de los precio del carbón (2003-2014) 22

Figura 2.3.3.-c. Principales rutas de comercio internacional de carbón 2012 23

Figura 2.3.4.-a. Generación eléctrica mundial de origen renovable por tipo de fuente (2000-2012) 25

Figura 2.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento de la energía y del PIB (índice 1990=100) 27

Figura 2.4.2.-a. Evolución de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (2000-2012) 29

Figura 2.5.1.-a. Comparación de precios de la Gasolina sin plomo 95 en 2011 y en 2013 entre Estados Unidos, Japón y UE-27 31

Figura 2.5.1.-b. Comparación de precios del Gasóleo para automóviles para uso no profesional en 2011 y en 2013

entre EE.UU., Japón y UE-27 32

Figura 2.5.2.-a. Comparación de costes de aprovisionamiento del gas en 2013 entre Estados Unidos, España, Alemania y Japón 34

Figura 2.5.2.-b. Comparación de precios del gas para uso industrial y residencial en 2013 entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania 35

Figura 2.5.3.-a. Comparación de precios del carbón para generación eléctrica en 2013 entre Estados Unidos y Alemania 37

Figura 2.5.4.-a. Comparación de precios de la electricidad para uso industrial y residencial en 2013

entre Estados Unidos, Japón, España y Alemania 39

Figura 3.1.-a. Evolución de la economía española (2008-2013) 41

Figura 3.1.-b. Evolución de la demanda de energía primaria en España (2000-2013) 42

Figura 3.1.-c. Evolución del consumo de energía final en España (2000-2013) 43

Figura 3.1.-d. Evolución del índice de eficiencia en la transformación (2000-2013) 44

Figura 3.1.-e. Evolución del consumo de energía final en España por sectores (2000-2012) 45

Figura 3.2.2.-a. Evolución del déficit del sistema eléctrico español (2000-2013) 47

Figura 3.2.2.-b. El déficit tarifario generado en 2012 alcanzó los 5600 M€ 49

Figura 3.2.2.-c. Impacto estimado en 2014 de la reforma del mercado eléctrico 50

Figura 3.3.1.-a. Evolución de importaciones de petróleo en España y sus principales suministradores 51

Figura 3.3.1.-b. Precio medio anual de las importaciones de petróleo a España (2000-2013) 52

Figura 3.3.2.-a. Evolución de importaciones de gas en España y sus principales suministradores 53

Figura 3.3.2.-b. Precio medio anual de las importaciones de gas natural a España (2000-2013) 54

Figura 3.3.3.-a. Evolución del consumo de carbón en España y sus principales suministradores 55

Figura 3.3.3.-b. Precio medio anual de las importaciones de carbón a España (2000-2013) 56

Figura 3.3.4.-a. Producción eléctrica y capacidad instalada de origen renovable en España (excluyendo hidráulica) 57

Figura 3.3.4.-b. Producción eléctrica y capacidad instalada en España 58

Figura 3.4.1.-a. Evolución de la intensidad energética en España (2000-2013) y comparación con otros países de la Unión Europea (2012) 60


169

Figura 3.4.1.-b. Evolución de la intensidad energética primaria y su relación con el crecimiento de la energía y del PIB

(índice año 2000=100%) 61

Figura 3.4.2.-a. Evolución de emisiones de GEI en España (2000-2013)6 62

Figura 3.4.2.-b. Emisiones de CO2 per cápita en España 63

Figura 4.1.-a. Evolución del IE2-R en España 65

Figura 4.1.-b. Evolución de los IE2-R sectoriales en España (2000-2012) 66

Figura 4.1.-c. Comparación de la Eficiencia Energética de España con la UE-15 a nivel global y sectorial 67

Figura 4.1.-d. Perspectiva global de los resultados del IE2-R 68

Figura 4.2.-a. Evolución del IE2-R del transporte 69

Figura 4.2.-b. IE2-R del sector transporte (2000-2012) 70

Figura 4.2.-c. Detalle por indicador de la Eficiencia Energética del sector transporte a través del IE2-R 71

Figura 4.2.1.-a. Evolución del mix modal para el transporte de pasajeros 72

Figura 4.2.1.-b. Indicadores y factores explicativos del consumo unitario del transporte de pasajeros 73

Figura 4.2.1.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en coche 74

Figura 4.2.1.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en autobús 75

Figura 4.2.1.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en tren 76

Figura 4.2.1.4.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de pasajeros en avión 77

Figura 4.2.2.-a. Evolución del mix modal para el transporte de mercancías 78

Figura 4.2.2.-b. Indicadores y factores explicativos de la Eficiencia Energética del transporte de mercancías 79

Figura 4.2.2.1.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías por carretera 80

Figura 4.2.2.2.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías marítimo 81

Figura 4.2.2.3.-a. Evolución de los factores y de la eficiencia del transporte de mercancías en tren 82

Figura 4.3.-a. Evolución del IE2-R de la industria 83

Figura 4.3.-b. Evolución de IE2-R del sector industrial y de las intensidades energéticas 84

Figura 4.3.-c. Evolución de intensidad energética en las principales industrias españolas 85

Figura 4.3.-d. Comparación del IE2-R de la industria española con el de la industria de UE-15 86

Figura 4.4.-a. Evolución del IE2-R residencial (2000-2012) 87

Figura 4.4.-b. Evolución de IE2-R del sector residencial y de las intensidades energéticas 88

Figura 4.5.-a. Evolución del IE2-R servicios (2000-2012) 89

Figura 4.5.-b. Evolución de IE2-R del sector servicios y de las intensidades energéticas 90

Figura 4.6.-a. Indicadores de eficiencia para la transformación de la energía 91

Figura 4.6.-b. Evolución del mix energético en la generación eléctrica y Eficiencia Energética implícita 92

Figura 4.6.-c. Destino del petróleo, gas natural, electricidad, biomasa y carbón en el balance energético (2012) 93

Figura 4.7.-a. Evolución del índice IE2-Rpp global en España 94

Figura 4.7.-b. Factor del consumo específico en España y consume específico del pozo al país del índice IE2-Rpp global 95

Figura 4.7.-c. Factores de eficiencia del pozo al país y consumo específicos sectoriales 97

Figura 5.1.-a. Evolución del I2C-R global en España (2000-2012) 99

Figura 5.1.-b. Cálculo del I2C-R 100

Figura 5.1.-c. Emisiones específicas por fuente de energía (2010-2012) 101

Figura 5.1.-d. Emisiones medias en la generación eléctrica en la UE-15 102

Figura 5.1.-e. Evolución de los índices I2C-R sectoriales en España (2000-2012) 103

Figura 5.1.-f. Comparación de la intensidad de emisiones internas de GEI en España con la UE-15 104

Figura 5.1.-g. Evolución de los factores de emisiones sectoriales y del mix de combustibles 105

Figura 5.2.-a. I2C-R del sector transporte en España (2000-2012) 106

obse

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orio

de

ener

gía

170

Figura 5.2.-b. Evolución de las emisiones por unidad de energía consumida en el transporte en España 107

Figura 5.3.-a. Evolución del I2C-R industrial en España 108

Figura 5.3.-b. Desglose de la evolución del factor de emisión del sector industria 109

Figura 5.4.-a. Índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI (I2C-R) en el sector residencial 110

Figura 5.4.-b. Evolución del factor de emisión en el sector residencial 111

Figura 5.5.-a. Evolución del I2C-R del sector servicios 112

Figura 5.5.-b. Evolución del factor de emisión del sector servicios 113

Figura 5.6.-a. Evolución del índice I2C-Rpp en España 114

Figura 5.6.-b. Efectos del consumo específico y factor de emisión en el índice I2C-Rpp global 115

Figura 6.1.1.-a. Objetivos de energía primaria y final para 2020 establecidos por la Directiva de Eficiencia Energética 117

Figura 6.1.1.-b. Objetivos de energía primaria y final para 2020 en España, establecidos por la Directiva de Eficiencia Energética 118

Figura 6.1.1.-c. Consumo de energía primaria en la UE-27, y proyecciones PRIMES 2007, 2009 y 2013 119

Figura 6.1.1.-d. Comparación para los principales países miembros de la Unión, de la demanda de energía primaria en 2012,

y la cifra proyectada para 2020 120

Figura 6.1.2.-a. Opciones en la definición del objetivo de Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética 122

Figura 6.1.2.-b. Cuatro escenarios de ahorro para el Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética definido por la directiva 123

Figura 6.2.1.-a. Escenarios de crecimiento de PIB utilizados en las proyecciones 124

Figura 6.2.2.-a. Proyecciones de demanda de energía final en España 126

Figura 6.2.2.-b. Proyecciones de demanda de energía final en España por sector. 127

Figura 6.2.2.-c. Proyecciones de demanda de energía final por fuente en España 128

Figura 6.2.2.-d. Aplicación del sistema de sbligaciones de Eficiencia Energética a la proyección de energía final en España 130

Figura 6.2.3.-a. Proyecciones de demanda de energía primaria en España 131

Figura 6.2.3.-b. Proyecciones de demanda de energía primaria por fuente en España 132

Figura 6.2.3.-c. Evolución del mix de generación eléctrica en España 133

Figura 6.3.-a. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte 137

Figura 6.3.-b. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en el sector transporte, y ahorro en términos de energía final 138

Figura 6.3.-c. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios 139

Figura 6.3.-d. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética en los sectores industrial, residencial y servicios,

y ahorro en términos de energía final 140

Figura 6.3.-e. Iniciativas de mejora de la Eficiencia Energética con ahorro de energía final difícilmente medible y acreditable 141

Figura 6.3.-f. Iniciativas sin ahorro efectivo de energía final 142

Figura 6.3.-g. Impacto total de las medidas propuestas en la Directiva y el Plan Nacional de Eficiencia Energética en España

vs. ahorro objetivo del Sistema de Obligaciones de Eficiencia Energética 143

Figura 6.3.-h. Evaluación de la inversión requerida para la implantación de las iniciativas 145

Figura 6.3.-i. Modificación de las proyecciones de energía final como resultado de la aplicación de los ahorros obtenidos

por mejoras de eficiencia (incluyendo usos no energéticos) 146

Figura 6.4.-a. Rango de proyección del índice IE2-R 147

Figura 6.4.-b. Eficiencia de transformación en los diferentes sectores 148

Figura 6.4.-c. Índice de Eficiencia Energética por sector 149

Figura 6.5.-a. Evolución del índice Repsol de Intensidad de Emisiones de GEI 150

Figura 6.5.-b. Factor de intensidad de emisiones en los diferentes sectores 151

Figura 6.5.-c. Evolución estimada del índice de intensidad de emisiones I2C-R por sector 152

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