RAFAEL DURBAN Director de Relaciones Institucionales...

Madrid,11 de mayo de 2011

1

RAFAEL DURBAN

Director de Relaciones Institucionales

Secretario Ejecutivo de ARIAE

Comisión Nacional de Energía

JORNADA SOBRE COSTE, PRECIO Y VALOR DE LA ENERGIA ELECTRICA

Modelo energético español y estructura de costes de la electricidad

SalirInicio Indice

1.- Sector energético. Energía primaria, energía final, dependencia e intensidad

energética

INDICE

2.- Sector eléctrico:

•balances

•infraestructuras

•energías renovables

•demanda de energía

•Prospectiva 2020

4.- La información del mercado minorista: Comercializadores y ofertas

3.- Sector eléctrico:

•Actividades y Agentes

•Modalidades de suministro

•Costes

•Precios

Sector energético. Energía primaria,

final, dependencia e intensidad energética

SalirInicio Indice

1.

4

4

1.- Sector energético. Energía primaria,


Estructura

energética.

Fuente: MITYC

5

5



Energía

primaria

Fuente: MITYC

6

6



Energía

primaria

2009/2010

Fuente: MITYC

7

7



Evolución

Energía

primaria

Fuente: MITYC

8

8



Energía final

Fuente: MITYC

9

9



Evolución

Energía final

Fuente: MITYC

10

10



Producción

nacional de

energía

Fuente: MITYC

11

11



Dependencia

energética

Fuente: MITYC

12

12



Dependencia

energética

Fuente: MITYC

13

13



Dependencia

energética

Fuente: MITYC

Porcentaje de importaciones netas de petróleo sobre el PIB

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

Porcentaje de las importaciones de petróleo respecto

al PIB de España

Distribución de los

aprovisionamientos de gas y

petróleo en España

14

14



Intensidad

energética

primaria

Fuente: MITYC

15

15



Intensidad

energética

final

Fuente: MITYC

16

16



Evolución

Intensidad

energética final

Fuente: Eurostat

Evolución de la intensidad energética (kep / 1000 € PIB) por países

17

17



Emisiones CO2

generación

eléctrica

Fuente: MITYC

Sector eléctrico:

•balances

•infraestructuras

•energías renovables

•demanda de energía

•Prospectiva 2020

SalirInicio Indice

2.-

Sector eléctrico. Información y balances

de capacidad y energía

SalirInicio Indice

2.1.-

20

20

Sector eléctrico

Producción

Fuente: MITYC

2.1- Sector eléctrico. Información y balances


21

21

Sector eléctrico

Producción

Fuente: MITYC

2.1.- Sector eléctrico. Información y balances


22

22

Sector eléctrico

capacidad

instalada

Fuente: UNESA



23

23(*) Producción Bruta

Sector eléctrico

estructura

producción

Fuente: MITYC



Sector eléctrico. Infraestructuras e

interconexiones

SalirInicio Indice

2.2.-

25

25

Infraestructura y

red de transporte

eléctrica

Fuente: REE

2.2.- Sector eléctrico. Infraestructuras e

interconexiones

26

Síntesis de la explotación – Año 2010 – Las interconexiones

eléctricas.

27

27

Intercambios

internacionales

Fuente: UNESA


interconexiones

28

28

Capacidad de

interconexión

eléctrica en

Europa

Fuente: REE

Comparación del grado de interconexión de España con otros

países europeos (Datos 2007)


interconexiones

Sector eléctrico. Las energías renovables

SalirInicio Indice

2.3.-

30

30

Sector eléctrico

Producción

EE RR

Fuente: MITYC

2.3.- Sector eléctrico. Las energías renovables

31

31

Sector eléctrico

Capacidad

instalada

EE RR

Fuente: IDAE


32

32

EE RR

EÓLICA

Fuente: IDAE


33

33

EE RR

FOTOVOLTAICA

Fuente: IDAE


34

34

EE RR

TERMOSOLAR

Fuente: IDAE


35

35

Cumplimiento

Objetivo PER 2005 - 2010

Fuente: IDAE


36

36

Capacidad

instalada

BIOMASA

Fuente: IDAE


37

37

2.3.- Sector eléctrico. Penetración

de las energías renovables

38

38



TECNOLOGIA R. ESPECIAL

COMUNIDAD AUTONOMAEnergía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Potencia

Instalada

(MW)

ANDALUCIA 3.062 677 1.598 992 5.745 2.872 295 143 1.076 222 335 68 1.495 218 13.606 5.192

ARAGON 2.774 521 216 147 4.392 1.695 942 253 123 34 0 10 221 58 8.668 2.719

ASTURIAS 368 72 1 1 616 314 252 77 497 86 506 73 2.239 622

BALEARES 10 6 89 58 6 4 166 75 269 144

CANARIAS 0 33 189 122 326 140 0 0 8 1 152 38 675 336

CANTABRIA 1.439 301 2 2 35 18 310 73 16 3 73 10 1.874 407

CASTILLA LA MANCHA 1.152 432 1.568 904 7.802 3.761 467 128 222 55 298 38 11.509 5.317

CASTILLA Y LEON 2.390 524 615 387 7.911 3.941 710 220 53 24 926 124 12.605 5.219

CATALUÑA 4.324 1.145 297 185 1.470 797 1.085 278 202 43 292 55 715 104 8.386 2.608

CEUTA Y MELILLA 0 0 8 2 8 2

COMUNIDAD VALENCIANA 1.424 625 379 257 2.036 959 26 31 34 15 404 66 0 1 4.304 1.954

EXTREMADURA 19 11 1.068 664 27 20 4 2 38 8 1.156 705

GALICIA 1.834 593 13 10 8.309 3.238 1.760 492 211 49 311 51 116 15 12.553 4.447

LA RIOJA 153 49 121 80 1.035 448 97 27 8 4 1.415 608

MADRID 1.105 299 40 35 74 44 188 43 172 30 1.579 451

MURCIA 1.240 237 559 336 298 191 46 14 36 9 0 10 360 70 2.539 867

NAVARRA 715 149 244 139 2.597 976 454 144 251 40 116 15 4.377 1.463

PAIS VASCO 1.613 372 21 18 454 194 143 53 192 76 700 115 0 8 3.123 836

TOTAL 2010 23.622 6.046 7.020 4.338 43.031 19.548 6.688 1.997 3.122 706 3.118 604 4.285 658 90.886 33.896

Total

Potencia

Instalada

(MW)

BIOMASA TRAT.RESIDUOSTotal

Energía

Vendida

(GWh)

RESIDUOSEÓLICA HIDRÁULICA

INFORMACION SOBRE POTENCIA Y ENERGIA DE LAS INSTALACIONES DEL REGIMEN ESPECIAL POR COMUNIDADES AUTONOMAS EN EL AÑO 2010

COGENERACIÓN SOLAR

39

39



TECNOLOGIA

Potencia

instalada

(MW)

Energía

Vendida

(GWh)

Nº

Instalaciones

Factor de

potencia %

COGENERACION 6046 23622 970 46,7

SOLAR FV 3.807 6.328 54.403 19,9

SOLAR TE 532 692 13 15,6

EOLICA 19548 430311.128

26,3

HIDRAULICA 1997 66881.033

40,1

BIOMASA 706 3122155

52,9

RESIDUOS 604 311835

61,8

TRAT. RESIDUOS 658 428552

77,9

TODAS LAS

TECNOLOGIAS33896 90886 57789 32,1

INFRAESTRUCTURAS EN EL REGIMEN ESPECIAL AÑO 2010

Sector eléctrico. La demanda de energía

SalirInicio Indice

2.4.-

41

41

Evolución de la

demanda eléctrica

Fuente: UNESA

%

2.4.- Sector eléctrico. Las demanda de energía

42

42

Variación y

estructura del

consumo eléctrico

Fuente: UNESA

2.4.- Sector eléctrico. Las demanda de energía

43

Síntesis de la explotación – Año 2010

44


45


Sector eléctrico. Prospectiva a 2020

SalirInicio Indice

2.5.-

47

La incorporación de las renovables en el mix

energético: el objetivo

Fuente: CNE

EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DE LAS RENOVABLES EN LA COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

REN. TRANSPORTE + REN. USOS TÉRMICOS + REN. GEN.ELÉCTRICA

CONSUMO DE ENERGÍA FINAL

% RENOVABLES CONS.FINAL EN 2020 UE = 20% ESPAÑA = 20%

OBJETIVO DIRECTIVA 2009/28/CE de fomento de uso de energía procedente de fuentes renovables

35%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

GW

h

Demanda b.c

BIOMASA

HIDRAULICA R.E.

EÓLICA

SOLAR

Hidraulica R.Ordinario

TOTAL RENOVABLES/

DEMANDA b.c.

40% de

renovables

en la cobertura de

la demanda

eléctrica en

España

48

48

2.5.- Una prospectiva para el sistema energético

español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

PIB (tasa variac. %) Población (M.hab.)

2010 -0,3% 46,7

2011 1,3% 46,8

2012 2,5% 46,9

2013 2,7% 47,0

2014 2,3% 47,1

2015 2,3% 47,2

2016 2,3% 47,3

2017 2,3% 47,4

2018 2,3% 47,5

2019 2,3% 47,6

2020 2,3% 47,7

Energía Total Final / PIB

(tep/ Millón €2000)

Energía Final /

Población (tep/hab.)

Energía Eléctrica /

Habitante

(kWh/hab.)

2010 125,9 2,1 5.280,1

2011 123,3 2,1 5.327,0

2012 120,9 2,1 5.447,1

2013 118,4 2,1 5.585,0

2014 116,0 2,1 5.705,0

2015 113,6 2,1 5.832,3

2016 111,3 2,1 5.964,8

2017 106,8 2,1 6.101,8

2018 106,8 2,1 6.245,5

2019 104,6 2,1 6.397,5

2020 102,5 2,1 6.563,4

Macro magnitudes económicas y

energéticas adoptadas en la creación de

los escenarios (Banda de Eficiencia)

49

49


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

Principales magnitudes de la

prospectiva energética en el

escenario de Banda de

Eficiencia en 2020

2009 2020

Energía final Total energía final (ktep) 97.776 98.991

Intensidad Ef (ktep/millones € 2000) 126,2 102,5

Energía primaria Total energía primaria (ktep) 130.557 137.949

Intensidad Ep (ktep/millones € 2000) 168,6 142,9

Carbón 10.583 10.046

Petróleo 63.674 50.527

Gas Natural 31.078 39.699

Nuclear 13.742 14.490

Energías Renovables 12.178 25.150

-Saldo Eléctr. (Exp.-Imp.) 697 1.963

Balance eléctrico Producción bruta 296.508 393.260

(GWh) Nuclear 52.732 55.600

Carbón 37.403 31.579

P. Petrolíferos 20.380 9.921

Gas Natural 110.387 148.501

Bombeo 2.797 8.023

Renovables 72.809 139.636

Producción neta 286.039 384.382

Demanda (bc) 274.097 350.092

DEMANDA FINAL DE ELECTRICIDAD 244.056 313.052

Potencia instalada Potencia total 100.716 126.072

MW Nuclear 7.716 7.256

Carbón 11.999 8.130


Gas Natural 31.249 37.971

Bombeo 2.546 5.700

Renovables 39.499 64.441

% ER / E FINAL (Según Directiva EERR) 12,2% 20,8%

Autoabastecimiento 23,0% 31,5%

50

50


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

Matriz de energía primaria

7,9% 7,9% 7,3%

48,8%41,3% 36,6%

23,8%26,2%

28,8%

10,5%10,9% 10,5%

9,4% 14,5% 18,2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

2009 2015 2020

% s

ob

re t

ota

l de

ener

gía

pri

mar

ia

Carbón Petróleo Gas Natural Nuclear Energías Renovables

Fuente: SEE.

2009

(ktep)

2020

(ktep)

Variación anual (promedio 2010-

20)

Carbón 10.583 10.046 -0,5%

Petróleo 63.674 50.527 -2,1%

Gas Natural 31.078 39.699 2,3%

Nuclear 13.742 14.490 0,5%

Energías Renovables 12.178 25.150 6,8%

Saldo Eléctrico (Imp. - Exp.) -697 -1.963 9,9%

Total Energía Primaria 130.558 137.949 0,5%

Proyección del consumo

de energía primaria

51

51


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC


de energía final

Matriz de energía final

1,5% 2,2% 2,2%

56,6% 49,5% 44,4%

15,5%17,6%

18,0%

21,5% 24,2% 27,2%

4,9% 6,5% 8,2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

2009 2015 2020

% s

ob

re t

ota

l de

ener

gía

fin

al

Carbón PetróleoGas natural ElectricidadEnergías Renovables de uso final

Fuente: SEE.

2009

(ktep)

2020

(ktep)

Variación anual (promedio 2010-

20)

Carbón 1.608 2.134 2,6%

Prod. Petrolíferos 55.302 43.976 -2,1%

Gas Natural 15.462 17.838 1,3%

Electricidad 20.989 26.923 2,3%

Energías Renovables 4.746 8.121 5,0%

Total Usos Finales 98.107 98.992 0,1%

52

52


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC


de energía final y variación

interanual por sectores

Consumo de energía por sectores

29,0% 28,5% 28,0%

41,1% 41,3% 41,0%

29,8% 30,3% 31,0%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

2009 2015 2020

% s

ob

re t

ota

l d

e c

on

sum

o e

ne

rgé

tic

o

Industria Transporte Residencial, servicios y otros

Fuente: SEE. Consumo de energía por sectores (tasas)

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

tasa

de

vari

ació

n in

tera

nu

al

Industria Transporte Residencial, servicios y otros

Fuente: SEE.

53

53


español

Prospectiva 2020

Grado de

autoabastecimiento

vs Dependencia

energética

Fuente: MITYCDependencia energética

66%

68%

70%

72%

74%

76%

78%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

% e

ner

gía

pri

mar

ia d

e fu

ente

s im

po

rtad

as

Fuente: SEE.

54

54


español

Prospectiva 2020

Intensidad

energética

Fuente: MITYC

55

55


español

Prospectiva 2020

Intensidad

energética

Fuente: MITYC

Intensidad energética 2009-2020

0,08

0,09

0,09

0,10

0,10

0,11

0,11

0,12

0,12

0,13

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

Inte

nsid

ad

Fin

al (K

ep

/€0

0)

España

UE-27

UE-15

*Datos estimados. Supuestos: ganancia eficiencia de España 2% anual. Resto, trayectoria compatible con

objetivo de reducción del 20% en 2020 respecto a 2005.

Intensidad energética 2009-2020

(España – Unión Europea)

56

56


español

Prospectiva 2020

Emisiones de CO2

Fuente: MITYC

57

57


español

Prospectiva 2020

Proyección de las

emisiones de CO2

Fuente: MITYC

Emisiones de CO2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ton

ela

da

s d

e C

O2

Usos diversosTransporteIndustriaRefinerías y otros sectores transformadoresGeneración eléctrica

Fuente: SEE.Emisiones equivalentes en la generación eléctrica

406,7

247,9 234,7 223,3

100

150

200

250

300

350

400

450

2005 2010 2015 2020

ton

CO

2/G

Wh

Fuente: SEE.

58

58


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: KPMG


de energía final y variación

interanual por sectoresNuclear

Fusión

Energía Maremotriz/ Undimotriz

Captura y almacenamiento

de CO2

Nuclear Fisión IV

Generación

IGCC

Eólica Off-shore

Solar

Fotovoltaica

Carbón Ultrasupercríticas

Solar Termoeléctrica

Eólica On-shore

Geotérmica

CCGT

Nuclear Fisión III Gen.

Hidráulica

DESARROLLO TECNOLÓGICO Y DEMOSTRACIÓN

NICHOS DE MERCADO

Mini-hidráulica

Co-combustión de biomasa

Carbón Supercrítica

(Alto rendimiento)

Carbón subcrítico

(convencional)

ALCANZANDO COMPETITIVIDAD MERCADO MADURO

-D

ES

AR

RO

LLO

DE

ME

RC

AD

O +

- GRADO DE DESARROLLO TECNOLÓGICO +

Estado actual de desarrollo de las principales

tecnologías de generación eléctrica

59

59


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

Proyección del precio de la

generación eléctrica

Repotenciaciones en los mejores parques (3.000 horas)

2020

x% Reducción costes 2010-2020

4,78,3 9,5 11,1 9,8 10,2 11,2 8,6 10,4 10,9 7,95,5 5,6

15,714,9

0

10

20

30

40

Eólica

onshore5

Bio-

masa

b.8.2

Hidráulica

17,7

FV

Suelo

Coste de generación eléctrica en 2020 (¢€2010 / kWh)

FV

Tejado

7,3

Geot

(conven-

cional)4

8,89,1

Eólica

offshore1

12,912,8

7,8

Geot

(estimu-

lada)

29,1

12,6

28,6

11,0

Bio-

masa

b.6.2;6.3;8.1

Biometa-

nización2

Marina

12,014,0

Termo-

eléctrica

Residuos Bio-

masa

b.6.1

16,6

n.a 7%n.a2% 12% 17%6% 26%7% 50%11% 52% 3% 58%

Dudas sobre el potencial

de recurso en España

Dudas sobre la viabilidad

comercial de la tecnología

15,7 10,9

29,1

17,7

Min

Max

Repotenciaciones en los mejores parques (3.000 horas)

2020


4,78,3 9,5 11,1 9,8 10,2 11,2 8,6 10,4 10,9 7,95,5 5,6

15,714,9

0

10

20

30

40

Eólica

onshore5

Bio-

masa

b.8.2

Hidráulica

17,7

FV

Suelo


FV

Tejado

7,3

Geot

(conven-

cional)4

8,89,1

Eólica

offshore1

12,912,8

7,8

Geot

(estimu-

lada)

29,1

12,6

28,6

11,0

Bio-

masa

b.6.2;6.3;8.1

Biometa-

nización2

Marina

12,014,0

Termo-

eléctrica

Residuos Bio-

masa

b.6.1

16,6

n.a 7%n.a2% 12% 17%6% 26%7% 50%11% 52% 3% 58%





15,7 10,9

29,1

17,7

Min

Max

2020


4,78,3 9,5 11,1 9,8 10,2 11,2 8,6 10,4 10,9 7,95,5 5,6

15,714,9

0

10

20

30

40

Eólica

onshore5

Bio-

masa

b.8.2

Hidráulica

17,7

FV

Suelo


FV

Tejado

7,3

Geot

(conven-

cional)4

8,89,1

Eólica

offshore1

12,912,8

7,8

Geot

(estimu-

lada)

29,1

12,6

28,6

11,0

Bio-

masa

b.6.2;6.3;8.1

Biometa-

nización2

Marina

12,014,0

Termo-

eléctrica

Residuos Bio-

masa

b.6.1

16,6

n.a 7%n.a2% 12% 17%6% 26%7% 50%11% 52% 3% 58%





15,7 10,9

29,1

17,7

Min

Max

Min

Max

0

5

10

15

20

25

30

35

2010 2015 2020 2025 2030

Coste de generación eléctrica (c€2010 / kWh)

Año de puesta en marchaFV Tejado

FV Suelo

Eólica offshore

Eólica onshore (rango de vientos bajo, medio e intenso)

Solar termoeléctrica

60

60


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

Escenarios y proyección

del precio del CO2

1315

1618

2022

2426 28

2931

3335

3739

4143

4446

4850

14 1516

18 1920

2123 24

25 26 26 27 27 2829 29 30 30

14 15 1515 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

21 21 2023

0

10

20

30

40

50

60

Escenario Exigente Escenario Base

Escenario Bajo Histórico

AñoEscenario Exigente

(EUR2010/tCO2)

Escenario Base

(EUR2010/tCO2)

Escenario Bajo

(EUR2010/tCO2)

2010 14,0 13,5 13,5

2011 14,5 14,1 14,1

2012 16,4 15,2 15,2

2013 18,2 16,4 15,0

2014 20,1 17,7 15,0

2015 22,0 18,9 15,0

2016 23,8 20,1 15,0

2017 25,7 21,3 15,0

2018 27,6 22,6 15,0

2019 29,4 23,8 15,0

2020 31,3 25,0 15,0

61

61


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

Proyección del Balance

eléctrico nacional

Balance eléctrico nacional

12,4% 9,8% 8,0%

17,7% 16,4% 14,1%

37,4%35,3% 37,8%

6,7%3,1% 2,5%

24,7%33,4% 35,5%

1,0% 1,9% 2,0%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

2009 2015 2020

% s

ob

re t

ota

l d

e p

rod

uc

ció

n b

ruta

Carbón NuclearGas natural P. PetrolíferosEnergías Renovables Hidroeléctrica por bombeo

Fuente: SEE.2009

(GWh)

2020

(GWh)

Carbón 37.403 31.579

Nuclear 52.732 55.600

Gas Natural 110.387 148.501


Energías Renovables 72.809 139.636

Hidroeléctrica por bombeo 2.797 8.023

Producción bruta 296.508 393.260

Consumos en generación 10.469 8.878

Producción neta 286.039 384.382

62

62


español

Prospectiva

energética 2020

Fuente: MITYC

Proyección del Balance

eléctrico con EE RR

Balance eléctrico renovable

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

GW

h

Geotermia

Energías del mar

RSU renovable

Biogás

Biomasa

Solar termoeléctrica

Solar fotovolta ica

Eól ica marina

Eól ica

Hidroeléctrica resto

Hidroeléctrica s is t REEFuente: SEE.

63

63


español

Prospectiva 2020

Aportación de las

EE RR

Fuente: MITYC

64

64


español

Prospectiva 2020

Aportación de las

EE RR

Fuente: MITYC

159

66

110

17 17

15

3

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Solar

fotovoltaica

Solar

termoeléctrica

Eólica Hidroeléctrica Biomasa y

Biogás

Energía de las

olas

Geotermia

GW

En

suelo

En

edific.

Terrestre

Marina

Total Potencial Técnico Renovable

Eléctrico

387 GW

0

1

2

3

4

5

6

7

30 35 40 45 50 55

Potencia eólica y solar fotovoltaica instalada (GW)

GW

necesarios E

quip

os d

e p

unta

Requerimiento de E.punta con eólica y fotovoltaica no gestionable y sin gestión de la demanda

Requerimiento de E.punta con eólica y fotovoltaica gestionable a partir de 2016

Requerimiento de E.punta con medidas de gestión de la demanda

E2 E4

Requerimiento de

equipos de punta

según potencia

renovable

Instalación máxima de

potencia renovable

65

65


español

Prospectiva 2020

Aportación de las

EE RR

Fuente: MITYC

Dimensionamiento de equipos de bombeo según potencia

eólica instalada

0

2

4

6

8

10

12

14

30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50

Potencia eólica instalada (GW)

GW

necesarios B

om

beo

Requerimiento de Bombeo con eólica no gestionable y sin gestión de la demanda

Requerimiento de Bombeo con eólica gestionable

Requerimiento de bombeo con medidas de gestión de la demanda

Potencial Bombeo 7,7 GW

E2 E4

66

66


español

Prospectiva 2020

Aportación de las

EE RR

Fuente: MITYC

Participación de las energías renovables en el consumo

final

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

Estimación

Trayectoria indicativa*

Fuente: SEE

*La trayectoria indicativa exige un valor medio durante cada uno de los bienios

67

67


español

PROSPECTIVA 2020

Nuevo PER 2011-2020

Fuente: IDAE

68

68


español

PROSPECTIVA 2020

Costes de generación

Fuente: IDAE

69

69


español

PROSPECTIVA 2020

Impacto socioeconómico

Sector EE RR

Fuente: IDAE

70

70


español

PERSPECTIVA 2020

Impacto socioeconómico

Sector EE RR

Fuente: IDAE

Sector eléctrico::

•Actividades y Agentes

•Modalidades de suministro

•Costes

•Precios

SalirInicio Indice

3.-

Sector eléctrico. Actividades y Agentes

SalirInicio Indice

3.1-

SalirIndiceInicio

3.1.- Actividades y Agentes

Estructura del sector eléctrico

SOCIEDADES

GENERADORAS

OPERADOR

DEL

MERCADO

..........SOCIEDADES

DISTRIBUIDORAS

.....

OTRAS EMPRESAS

DE

TRANSPORTE

CLIENTES A

TARIFA REGULADA

SOCIEDADES

COMERCIALIZADORAS

OPERADOR DEL

SISTEMA

RED ELECTRICA

REGIMEN ESPECIALINTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

ACTIVIDAD DE

TRANSPORTE

CLIENTES

CUALIFICADOS

Ofertas

aceptadas

Ofertas de generación

Ofertas de

demanda

Flujos de energía

Flujo de información

../../map/Configuraci�n%20local/Archivos%20temporales%20de%20Internet/INTERVENCION%20RDR%20VI%20ENCUENTRO%20IBEROAMERICANO%20_%20CECU_ALICANTE/Presentacion%20RDR%20UB%20_%20FC/4_La%20coordinaci�n%20y%20regulaci�n.pps

Sector eléctrico. Modalidades de suministro

SalirInicio Indice

3.2-

75

Flujos físicos y económicos

75

Las tarifas integrales cubren todos los costes asociados al

suministro eléctrico y son fijados anualmente por el Gobierno.

3.2.- El suministro de energía eléctrica

En Julio de 2009. Modalidad de

suministro del distribuidor eliminada

Suministro regulado

En Julio de 2009, entró en vigor el suministro de ultimo recurso, actividad encomendada a los comercializadores de

último recurso, que en términos generales asumen la función comercial del distribuidor

Desde 2007, los distribuidores disponen de otras alternativas para la adquisición de la energía a plazo en el

Polo Portugués del MIBEL y las subastas para el suministro de último recurso

76

Suministro de último recurso a los consumidores, P< 10 Kw

(1 de Julio de 2009)

76


Desde 2007, los comercializadores disponen de otras alternativas para la adquisición

de la energía a plazo como las subastas de emisión de energía primaria

COMERCIALIZADOR

ULTIMO RECURSO

CONTRATO

REGULADO DE

SUMINISTRO

DE

ELECTRICIDAD

Precio único

aprobado por

O.M. – MICYT

77

Suministro liberalizado

(1 de Enero de 2003)

77


Desde 2007, los comercializadores disponen de otras alternativas para la adquisición

de la energía a plazo como las subastas de emisión de energía primaria

CONTRATO DE

SUMINISTRO DE

ELECTRICIDAD

Precio LIBRE pactado por las

partes

78

Opciones de suministro para el consumidor

78


Suministro a Tarifa de Ultimo

RecursoSuministro a mercado liberalizado

El servicio comercial lo presta el

COMERCIALIZADOR. El servicio técnico

el DISTRIBUIDOR

El servicio técnico recae en elDistribuidor y el comercial en elComercializador de Ultimo Recurso

Estructura de precios regulados de la electricidad según tarifas de ultimo recurso aprobadas por el Gobierno

Mayor flexibilidad en la oferta deestructuras de precios.

El comercializador asume el riesgo delmercado y puede ofrecer otrosservicios

No existe capacidad de negociación

Sí existe capacidad de negociación

La zona y la red de distribución

condicionan una determinada calidad

del suministro.

El responsable es el distribuidor

Se mantiene la misma calidad del suministro.

El responsable es el distribuidor

SalirIndiceInicio

El acceso de los consumidores al suministro regulado y liberalizado

PUNTOS DE SUMINISTRO

ENERGIA

3.2.- El suministro de electricidad y de gas para los consumidores

No. Sum. % No. Sum. % No. Sum. %

23.062.630 87,86 4.887.585 55,35 27.950.215 79,68 17,49

3.187.802 12,14 3.942.162 44,65 7.129.964 20,32 55,29

26.250.432 100,00 8.829.747 100,00 35.080.179 100,00 25,17

Desglose del numero de suministros según su aprovisionamiento en los mercados regulado y liberalizado de energía (30.06.10)

Numero de puntos de suministro

Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado TotalMercado

ATR s/

mercado

total (%)

Suministro de electricidad

Suministro de gas natural

Todos los suministros de Elec & Gas natural

Energía (Gwh) % Energía (Gwh) % Energía (Gwh) %

43.021,5 74,51 84.640,1 30,88 127.661,5 38,47 66,30

14.714 25,49 189.458 69,12 204.172 61,53 92,79

57.736 100,00 274.098 100,00 331.834 100,00 82,60

Desglose de la energía suministrada en los mercados regulado y liberalizado de electricidad y de gas natural (30.06.10)

Suministro de energía

Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado TotalMercado

ATR s/

mercado

total (%)

Suministro de electricidad

Suministro de gas natural

Todos los suministros de Elec & Gas natural

SalirIndiceInicio


PUNTOS DE SUMINISTRO


Electricidad 0,79 1,53 2,82 4,21 5,73 7,42 9,42 10,37 10,66 10,2 9,28 8,86 8,21 7,56 7,10 6,97 6,91 6,97 7,26 7,77 7,83 8,37 9,78 11,55 14,94 16,90 17,49

Gas natural 3,43 6,39 13,37 17,86 22,52 26,29 28,57 32,29 34,72 36,00 36,31 37,06 37,10 37,69 37,97 39,56 40,72 41,53 43,66 50,48 49,96 50,34 49,95 47,89 56,19 54,38 55,29

Todos los

suministros1,28 2,48 4,77 6,83 8,97 11,09 13,35 14,79 15,50 15,42 14,79 14,75 14,28 13,78 13,66 13,94 14,08 14,41 15,05 16,60 16,34 16,87 18,24 19,43 23,47 24,66 25,17

dic._2008 mar._2009 jun._2009 sept._2009 Dic._2009 Mar._2010 Jun._2010jun._2004 sept._2004 dic._2004 mar._2005 jun._2005 sept._2005Suministros dic._2003 mar._2004

Evolución del ratio (En %) : Nº Suministros en los mercados liberalizados / Nº Total de suministros. Actualizacion: 30 de junio de 2010

jun._2007 sept._2007 dic._2007 mar._2008 jun._2008 sept._2008dic._2005 mar._2006 jun._2006 sept._2006 dic._2006 mar._2007

0

10

20

30

40

50

60

Ra

tio

en

%

Periodo analizado

Evolución del ratio Nº suministros en los mercados liberalizados / Nº Total de suministros. 30 de junio de 2010

Electricidad

Gas natural

Todos los suministros

SalirIndiceInicio


ENERGIA


Electricidad 33,25 29,30 33,60 36,19 33,57 33,15 35,34 41,39 37,41 29,38 27,10 25,74 24,60 20,89 19,83 28,99 31,49 30,68 33,28 37,86 42,20 46,44 50,47 53,62 60,36 63,82 66,30

Gas natural 71,60 70,91 83,50 81,14 80,00 75,10 81,05 83,67 84,01 76,29 83,60 85,23 84,92 80,98 80,99 93,54 94,33 91,76 90,30 94,29 93,52 94,83 92,15 91,91 93,24 92,69 92,79

Toda la

energía55,16 54,68 62,36 63,26 61,46 58,93 63,47 68,15 65,43 58,17 62,57 61,49 60,37 54,92 54,96 63,96 65,71 65,15 65,15 69,79 74,86 73,57 76,32 76,26 81,19 81,39 82,60

Mar._2010

Evolución del ratio (En %) : Energía suministrada en los mercados liberalizados / Total de energía suministrada. Actualizacion: 30 de junio de 2010

sept._2008 dic._2008 mar._2009 jun._2009 sept._2009 Dic._2009 Jun._2010mar._2007 jun._2007 sept._2007 dic._2007 mar._2008 jun._2008sept._2005 dic._2005 mar._2006 jun._2006 sept._2006 dic._2006Energía dic._2003 mar._2004 jun._2004 sept._2004 dic._2004 mar._2005 jun._2005

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Ra

tio

en

%

Periodo analizado

Evolución del ratio (%) Energía suministrada en los mercados liberalizados / Total de energía suministrada. 30 de junio de 2010

Electricidad

Gas natural

Toda la energía

SalirIndiceInicio


Suministros de electricidad

regulado y liberalizado por

Grupos Empresariales de

Distribución


No. Sum. % No. Sum. % No. Sum. %

Endesa 8.796.337 38,14 1.633.202 33,42 10.429.539 37,31 15,66

Iberdrola 8.392.927 36,39 2.036.612 41,67 10.429.539 37,31 19,53

Unión Fenosa 5.376.227 23,31 403.841 8,26 5.780.068 20,68 6,99

Hidroeléctrica del Cantábrico 58.969 0,26 638.430 13,06 697.399 2,50 91,54

EON -Viesgo 438.171 1,90 175.500 3,59 613.671 2,20 28,60

Todos los grupos EE 23.062.630 100,00 4.887.585 100,00 27.950.215 100,00 17,49

Participación suministros contrato ATR sobre total de suministros por redes de distribución de electricidad. (30.06.10)

Grupo empresarial de

distribución

Mercado regulado Mercado ATR liberalizado Mercado TotalMercado ATR s/

mercado total (%)

SalirIndiceInicio



33,42

41,67

8,26

13,06

3,59

Endesa

Iberdrola

Unión Fenosa

Hidroeléctrica del Cantábrico

EON -Viesgo

Participación en el conjunto de suministros en el mercado liberalizado (%)(30.06.10)

15,66

19,53

6,99

91,54

28,60

17,49

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

Endesa Iberdrola Unión Fenosa Hidroeléctrica del Cantábrico

EON -Viesgo Todos los grupos EE

Po

rce

nta

je (%

)

Red de Distribución

Relación entre el No. de suministros liberalizados y el No. total de suministros conectados a la red (%) (30.06.10)

Sector eléctrico. Costes de la electricidad

SalirInicio Indice

3.3-

85

Evolución de los costes reconocidos en las tarifas de

acceso

86


acceso

87


acceso

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

Pre

vist

o

Re

al

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Mile

s d

e M

illo

ne

s d

e €

Transporte Distribución y Gestión Comercial

Costes Permanentes (OS, OMEL, CNE, CTC'S, ELCOGAS) Compensación extrapeninsular e insular

Déficit de años anteriores Costes diversificación y seguridad abastecimiento

Interrumpibilidad en mercado + Incentivo carbón + otros Prima del Régimen Especial

La incorporación de las renovables en el mix

energético: los costes

88Fuente CNE, Liquidaciones finales para los años 1998-2005 y liquidación nº14 para los años 2006-2009.

Evolución de los costes reconocidos en las

tarifas de acceso

La sostenibilidad económica del sistema

eléctrico

Fuente: CNE

-

2,00

4,00

6,00

8,00

€/MW

h

Coste medio acceso Ingreso medio acceso

- 7.000

- 6.000

- 5.000

- 4.000

- 3.000

- 2.000

- 1.000

-

1.000

Millo

nes d

e €

Déficit acceso Déficit actividades reguladas -

2,00

4,00

6,00

8,00

€/MW

h

Coste medio acceso Ingreso medio acceso

2006 2007 2008 2009 2010

Senda de convergencia del ingreso medio

y del coste medio de acceso (€/MWh)

Evolución del déficit de

actividades reguladas y del

déficit por tarifa de acceso

(Millones de €)

El “DAFO” del mercado

eléctrico: debilidades y

fortalezas

90

Implicaciones de la no-solución del

problema del déficit para el sistema• La falta de medidas suficientes para ajustar los ingresos y costes reconocidos y el

establecimiento de límites máximos permitidos de déficit ha llevado al reconocimiento

de déficit titulizable

• El desequilibrio sin corregir entre costes reconocidos e ingresos regulados conlleva a

un aumento de la deuda acumulada del sistema

– RDL 14/2010 introduce una nueva categoría de déficit a titulizar (desajuste de 2010) y

amplía los umbrales de los déficit ex ante permitidos para 2011 y 2012 con RDL 6/2009

• Titulización de la deuda (casi 7.000 M€ en 4 emisiones de FADE) está suponiendo

mayores costes financieros que deberán pagar los consumidores a través de tarifas de

acceso futuras

• La existencia de este déficit (legalmente permitido por unas cuantías establecidas hasta

2013)condiciona la toma de medidas regulatorias que impliquen mayores costes para el

sistema

Déficit Millones de euros

Deuda viva 31/12/2010 17.719

Desajuste temporal 2010 2.500

Déficit ex ante permitido 2011 3.000

Déficit ex ante permitido 2012 1.500

91

91

3.3.- Información sobre suministros y precios en el mercado

liberalizado. Indices de fidelización y captura de los

comercializadores en el año 2010 (Enero-junio)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Coste del peaje neto 1,10 1,29 1,27 1,69 1,89 2,09 1,36 1,41 2,72 4,27

Cuotas con cualquier destino(*) 0,33 0,15 0,17 0,20 0,23 0,26 0,57 0,65 0,92 0,51

Coste en el mercado 3,42 4,21 3,31 3,13 5,82 5,20 4,36 6,36 4,23 3,51

Costes regulados (**) 0,29 0,31 0,28 0,266 0,33 0,551 0,312 0,306 0,259 0,268

5,14 5,96 5,03 5,28 8,26 8,10 6,60 6,87 8,13 8,56

(*) Costes permanentes, diversificación, moratoria nuclear, CTC´s

(**) Moratoria nuclear, garantía de potencia

Total coste del suministro

Coste del peaje

Coste de la

energia electrica

COSTE DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO ( c€/kWh )

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

c€/ kW

h

Evolución precio total del suministro de electricidad MERCADO LIBERALIZADO

Coste del peaje Coste de la energía Coste total del suministro

92

92

DISTRIBUCION2.906 M €

TRANSPORTE696 M €

SUMINISTRO261 M €

TOTAL

INSTITUCIONES

36 M €

CONSUM.

FINAL

Precio del mercado

Costes Regulados

DISTRIBUCIÓN

5.072M€TRANSPORTE1.344 M€

GESTIÓNCOMERCIALSUMINIS. REGULADO

313 M€

TOTAL

32.944 M€

285.192 GWh

INSTITUCIONES

69 M€

CONSUM.

FINAL

Precios del mercado

Costes Regulados

CAPACIDAD0,290 c€/kWh

443 M€

Déficit Extrapeninsular:

189 M€

Extrapeninsular:1.295 M€

Interrumpibilidad750 M€

Prima RE: 4.008 M€

ENERGÍAMERCADO6,26c€/kWh

17.853 M€

Nuclear y otros:75 M€

AÑO 2009Déficit peninsular:

1.279 M€

Elcogas: 65 M€

E4: 309 M€

Export: -51 M€

AÑO 2009

LOS COSTES DEL SUMINISTRO ELECTRICO

ActividadImporte

M Euros% C Euro/KWh

Generación 26215 79,57 9,19

Costes según precios de mercado 17853 54,19 6,26

Costes regulados 8362 25,38 2,93

Transporte 1344 4,08 0,47

Distribución 5072 15,40 1,78

Otros costes, Instituciones, comerciales SR 313 0,95 0,11

Total coste del suministro al Consumidor 32944 100,00 11,55

Sector eléctrico. Precios de la electricidad

SalirInicio Indice

3.4-

Estructura del consumo nacional por tarifa de acceso

94

Número de consumidores y energía

consumida. Año 2010

94%

de los consumidores totales

Tienen derecho a acogerse a TUR,

Consumidores de baja tensión con

potencia contratada inferior o igual

a 10 kW

31%

de la energía consumida total

Los consumidores con derecho a TUR representaron:

87% consumidores domésticos

6% Administración y servicios

Públicos

7% Otros

82% consumidores domésticos

9% Administración y servicios

Públicos

9% Otros

Los consumidores con derecho a TUR se distribuyen en los

siguientes sectores de actividad (Datos 2009)

En función del nº de consumidores En función de la energía consumida

Energía Consumida

(GWh)

BT (< 1 kV) 27.364.641 122.682

Pc ≤ 10 kW 25.742.429 74.786

2.0 A 24.751.744 67.270

2.0 DHA 990.685 7.517

Pc > 10 kW 1.622.212 47.896

2.1 A 690.292 7.164

2.1 DHA 193.869 3.476

3.0 738.051 37.255

AT 1 (≥ 1 kV y < 36 kV) 100.878 72.761

3.1.A 82.618 16.531

6.1.A 18.259 56.230

AT 2 (≥ 36 kV y < 72,5 kV) 1.491 16.903

AT 3 (≥ 72,5 kV y < 145 kV) 359 8.365

AT 4 (≥ 145 kV) 391 22.877

Total 27.467.759 243.588

Peaje

Número de

consumidores

(Promedio)

95

Consumidores con derecho a acogerse a la TUR

• En diciembre de 2010Consumidores abastecidos por CUR Consumidores totales

Nº de consumidores Energía Consumida Tamaño medio Potencia contratada

(Número) (GWh) (kWh/cliente y año) (kW/cliente)

2.0A 21.031.536 5.066 2.562 3,90

2.0A DHA 925.951 805 7.575 5,43

TOTAL 21.957.487 5.871 2.774 3,74

Consumidores abastecidos por comercializadoras libres

Nº de consumidores Energía Consumida Tamaño medio Potencia contratada

(Número) (GWh) (kWh/cliente y año) (kW/cliente)

2.0A 3.972.273 1.359 3.743 4,48

2.0A DHA 70.000 64 7.877 6,13

TOTAL 4.042.273 1.423 3.791 5,65

Peaje

Peaje

85 % Consumidores 80 % de la energía consumida

Porcentaje de consumidores abastecidos por CUR:

Consumidores acogidos al Bono

Social en diciembre de 2010

2.877.276 consumidores

Aproximadamente el 13%

de los consumidores

acogidos a TUR

Aproximadamente el 11%

de los consumidores con

derecho a TUR

En Diciembre de 2010

precio un 14% inferior

respecto de las TUR

96

Segmentación de la demanda eléctrica por tarifas de acceso

97


acceso

Comercialización libreDistribuidor / Comercializador de

Último Recurso

Costes de Comercialización

Coste de Producción de Energía Eléctrica

Margen del Comercializador

Pre

cio

Regu

lad

o

Pre

cio

Regu

lad

o

Coste de redes

Costes Permanentes

Costes de diversificación y

seguridad del abastecimiento

Pre

cio

Lib

re

Pre

cio

Lib

re

Estructura de costes en Tarifa de Ultimo Recurso vs

Precio en el libre mercado

Pagos por capacidad

Precio de los SS.CC.

Precio de la Energía adquirida

en el mercado

Coste de redes

Costes Permanentes

Costes de diversificación y

seguridad del abastecimiento

99

Tarifas de Último Recurso

• Dos modalidades:

– Sin discriminación horaria

– Con discriminación horaria en dos periodos

• Componentes de las Tarifas de Último Recurso

– Tarifa de acceso: destinados a la recuperación de los costes

regulados

• Coste de redes

• Coste de gestión de acceso a terceros a las redes

• Costes permanentes

• Costes de Diversificación y Seguridad de Abastecimiento

– Margen de Comercialización

– Coste de Energía

2,651,24

5,55

2,93

0,60

0,26

6,97

5,64

15,77

10,08

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

Modalidad sin discriminación horaria

Modalidad con discriminación horaria

c€/k

Wh

co

nsu

mid

o

Término fijo de la tarifa de accesoTérmino variable de la tarifa de accesoMargen de comercializaciónCoste estimado de la energía

Precio medio final (c€/kWh) de los

consumidores acogidos a TUR.

Cuarto Trimestre 2010

100

Tarifas de Último Recurso

73,3%

5,1%

1,1%8,2%

12,3%

80,1%

4,9%

1,2% 3,4%10,4%

5,10,3570,0782920,57120,855748886,97010

Cuarto …

Coste estimado de la energía en el Mercado Diario Servicios de AjustePrima de Riesgo Coste Servicio CapacidadPérdidas

Detalle del coste de energía

101

La tarifa de último recurso. Tarifa regulada.

Potencia contratada Termino fijo (Euros / KW. y año)

Potencia contratada igual o inferior a

10 KW. Sin discriminación horaria (1)20,633129

0,060896 Valle

0,168743 Punta

SUMINISTRO ELECTRICO DE ULTIMO RECURSO A CONSUMIDORES CON POTENCIA ≤ 10 KW.

Término variable (Euros / kWh)

1) En la facturación del suministro de último recurso a la tarifa vigente desde el 1 de julio de 2009, no se considera la bonificación de 12,5

kWh / mes, ni el recargo por exceso sobre los 500 kWh / mes.

Potencia contratada igual o inferior a

10 KW. Con discriminación horaria20,633129

0,140069

Precios establecidos en la Resolución de 28 de diciembre de 2010, de la Dirección

General de Política Energética y Minas, por la que se establece el coste de producción

de energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el primer trimestre de

2011 Boletín Oficial del Estado: Nº 316, 29 de diciembre de 2010.

102

Suministro TUR – BONO SOCIAL

103


104


105

Tarifas de referencia

Para los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas mayores de 10 k W,

que no tengan, a partir de 1 de julio de 2009, contrato con un comercializador se les facturará la energía

consumida a los siguientes precios:

La supresión de la tarifa regulada. Aplicación de la

TUR como precio disuasorio

TARIFAS DE REFERENCIA

Para los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas mayores de 10 kW, que no tengan, a partir de 1 de

julio de 2009, contrato con un comercializador se les facturará la energía consumida a los siguientes precios:

SUMINISTRO ELECTRICO A CONSUMIDORES CON POTENCIA CONTRATADA. 10 < P =< 15 k W

Precios aplicables

Orden ITC/1659/2009, de 22 de Junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del marcado a tarifa al

suministro de último recurso de energía eléctrica y e procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de

energía eléctrica. BOE Nº 151, de 23 de Junio de 2009.

Capítulo VII: Precios y condiciones de aplicación del suministro de los consumidores que, sin tener derecho a acogerse a la tarifa

de último recurso, transitoriamente carezcan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo

electricidad.

Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2011 y las

tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. BOE Nº 316, de 29 de Diciembre de 2010.

106

Tarifas de referencia

Para los consumidores conectados en baja tensión con potencias contratadas mayores de 10 k W, que no tengan, a partir

de 1 de julio de 2009, contrato con un comercializador se les facturará la energía consumida a los siguientes precios:

Disposición transitoria segunda. Consumidores que sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente

carecen de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo electricidad.

1. Los consumidores conectados en alta tensión que a 31 de diciembre de 2010 estén siendo suministrados por un comercializador de

último recurso y el 1 de enero de 2011 carezcan de un contrato de suministro en el mercado libre, siempre que no estén incluidos en la

excepción establecida en el artículo 3.3 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, podrán seguir siendo suministrados por dicho

comercializador de último recurso hasta el 31 de diciembre del 2011.

El precio que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso durante este periodo será el

correspondiente a la aplicación de la facturación de la tarifa de último recurso, TUR sin aplicación de la modalidad de discriminación

horaria, incrementado sus términos un 20 por ciento.

2. Los consumidores conectados en baja tensión sin derecho a tarifa de último recurso que a 30 de septiembre de 2011 estén siendo

suministrados por un comercializador de último recurso y el 1 de octubre de 2011 carezcan de un contrato de suministro en el mercado

libre, siempre que no estén incluidos en la excepción establecida en el artículo 3.3 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, podrán seguir

siendo suministrados por dicho comercializador de último recurso hasta el 31 de diciembre del 2011.

El precio que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso durante este periodo será el

correspondiente a la aplicación de la facturación de la tarifa de último recurso, TUR sin aplicación de la modalidad de discriminación

horaria, incrementado sus términos un 20 por ciento.

3. Si el 1 de enero de 2012 los consumidores a que se refieren los párrafos anteriores no han procedido a contratar su suministro en el

mercado libre, se considerará rescindido el contrato entre el consumidor y el comercializador de último recurso siendo de aplicación a

estos efectos lo establecido en el artículo 86.2 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de

transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Asimismo será de aplicación lo dispuesto en el artículo 21.3 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el

mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y

estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.


TUR como precio disuasorio

SalirIndiceInicio

Evolución de los suministros eléctricos con precios penalizadores y disuasorios

A fecha de 31 de diciembre de 2010, continúan siendo suministrados por el CUR a precio disuasorio

136.257 consumidores de electricidad sin derecho a TUR en España en alta y baja tensión. Considerando

dentro de este colectivo a aquellos consumidores conectados en baja tensión que son los más numerosos,

un 13% de los consumidores que estaban siendo suministrados en junio de 2009 por la distribuidora en

baja tensión y con una potencia superior a 10 kW (1.250.000 consumidores) continúa actualmente siendo

suministrado por un CUR.

Evolución del número de

consumidores sin derecho a

TUR suministrados por un

CUR a precio disuasorio

De acuerdo con la última información

disponible en esta Comisión a octubre de

2010, el colectivo sin derecho a TUR que

actualmente se encuentran suministrado por

un CUR al precio disuasorio, correspondeprincipalmente a consumidores domésticos

(40%), Administraciones Públicas (31%) y

pymes (26%), en su mayor parte en bajatensión.

CUR\

Tipo de consumidor ENDESA IBERDROLA GN-UF

HC-

NATURG

AS EON Total

%Porcentaje

sobre el total

Grandes Clientes (AT) 129 87 53 4 4 277

2%Grandes Clientes

(BT)* 1.410 594 308 0 0 2.312

AAPP (Alta tensión) 476 893 239 2 16 1.62631%

AAPP (Baja Tensión) 23.627 9.979 5.314 1534 735 41.189

Pymes (AT) 735 731 954 6 23 2.44926%

Pymes (BT) 1.503 2.618 22.924 883 5.530 33.458

Domésticos (AT) 0 0 81 0 0 8140%

Domésticos (BT) 32.199 3.112 18.759 419 0 54.489

Otros (AT) 0 12 0 0 120%

Otros (BT) 0 364 0 0 364

Total 60.079 18.014 49.008 2.848 6.308

136.25

7100%

Porcentaje

suministros esenciales 30% ~25% 13% 28% ~15% 22%


TUR como precio disuasorio / penalizador

108

108

El precio medio resultante para el peaje a todos los consumidores en el periodo considerado fue de

4,78 c€/kWh. Para el consumidor doméstico: 7,63 c€/kWh (Aumentos del 100 % y del 50,4 %,

respectivamente)

Precios de la electricidad para el suministro liberalizado. Tarifa de acceso. Año 2010 (Enero – Junio)

3.4.- Información sobre suministros y precios

en el mercado liberalizado

PRECIO PORCENTAJE PRECIO

Número ( % ) Gwh ( % ) MM € ( % ) cent €/KWh S/PREC MEDIO Número ( % ) Gwh ( % ) MM € ( % ) cent €/KWh

Alta Tensión 93.123 0,33 63.384 49,99 1.592,78 26,29 2,51 52,59 78.380 0,28 49.238 38,83 888,85 14,67 1,81

PYME´s en baja tensión 1.648.499 5,87 24.212 19,10 1.473,70 24,32 6,09 127,38 199.567 0,71 6.681 5,27 301,64 4,98 4,52

Domésticos 26.335.028 93,80 39.200 30,92 2.991,98 49,39 7,63 159,74 2.089.622 7,44 4.952 3,91 258,63 4,27 5,22

Baja Tensión 27.983.527 99,67 63.412 50,01 4.465,68 73,71 7,04 147,39 2.289.189 8,15 11.633 9,17 560,28 9,25 4,82

Total Mercado 28.076.650 100 126.796 100 6.058,46 100 4,78 100 2.367.569 100 60.871 100 1.449,13 100 2,38

(*) Potencia menor de 450 KW

(**) 50 GWh. de consumo mínimo en periodo 6

Fuente: CNE

119,4

58,7

30,9

24,4

16,6

Tipo de suministroPrimer semestre 2010

Pequeños consumidores en

alta tensión (*)20.614 0,07 7.396 5,83 421,79 6,96 5,70

Gran consumidor

1< T <36KV70.289 0,25 32.613 25,72 914,85 15,10 2,81

Gran consumidor

36< T <72,5KV1.479 0,01 8.177 6,45 120,75 1,99 1,48

3,16 46,73 0,77 1,17Gran consumidor

72,5< T <145KV353 0,00 4.003

Gran consumidor

T >145KV388 0,00 11.196 8,83 88,66 1,46 0,79

3,7960.556

16.109

258

1.168

289

0,22 6.954 5,48 229,72

0,00 7.281 5,74 70,57

0,00 6.211 4,90 45,32

0,00 3.816 3,01 29,84

0,75 0,73

1,16 0,97

0,49 0,78

DISTRIBUCION DEL CONSUMO Y FACTURACION ( EN TARIFAS DE ACCESO ) PARA LOS SUMINISTROS DE CLIENTES EN EL MERCADO LIBERALIZADO

CUADRO 3 Mercado liberalizado

3,30

0,06 24.977 19,70 513,40 8,47 2,06

Primer semestre 2009

109

109

3.4.- Información sobre suministros y precios en el mercado



Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh % Nº % GWh %

Iberdrola, S.A. 1.263.773 78,5 13.926 44,1 33.644 2,2 982 3,5 13.575 3,8 438 3,9 1.997 0,8 605 15,3 2.098 5,9 139 6,9 1.315.087 34,9 16.088 21,0

Endesa Energía, S.A. 116.650 7,2 3.439 10,9 1.349.107 88,3 19.641 69,8 48.849 13,7 2.824 25,4 5.093 2,1 105 2,7 6.313 17,8 310 15,4 1.526.012 40,5 26.320 34,3

Gas natural 127.827 7,9 4.377 13,9 125.632 8,2 2.154 7,7 282.689 79,2 5.300 47,7 3.847 1,6 91 2,3 3.477 9,8 134 6,7 543.472 14,4 12.056 15,7

Hidrocantábrico Energía 7.102 0,4 3.090 9,8 5.754 0,4 1.146 4,1 1.772 0,5 652 5,9 225.581 95,0 2.234 56,6 3.857 10,9 182 9,1 244.066 6,5 7.305 9,5

EON 3.110 0,2 387 1,2 2.205 0,1 287 1,0 2.090 0,6 197 1,8 314 0,1 11 0,3 17.558 49,5 401 19,9 25.277 0,7 1.283 1,7

Hispaelec Energía 4 0,0 19 0,1 5 0,0 17 0,1 1 0,0 4 0,0 1 0,0 6 0,1 0 0,0 0 0,0 11 0,0 45 0,1

Naturgas Comercial. S,A. 76.261 4,7 850 2,7 4 0,0 3 0,0 2 0,0 0,3 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 76.267 2,0 853,9 1,1

Fortia 0 0,0 0 0,0 26 0,0 1.949 6,9 14 0,0 855 7,7 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 40 0,0 2804,4 3,7

Atel Energía 0 0,0 0 0,0 245 0,0 483 1,7 54 0,0 109 1,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 299 0,0 591,3 0,8

Céntrica Energía 0 0,0 0 0,0 3.660 0,2 278 1,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 3.660 0,1 277,9 0,4

Otras comercializadoras 15.289 0,9 5.478 17,4 8.204 0,5 1.167 4,1 7.892 2,2 723 6,5 647 0,3 898 22,7 2.137 6,0 844 42,0 34.169 0,9 9110,0 11,9

Total contratación con

comercializadoras 1.610.016 100 31.566 100 1.528.486 100 28.106 100 356.938 100 11.101 100 237.480 100 3.950 100 35.440 100 2.010 100 3.768.360 100,0 76734,1 100,0

Contratación en el POOL 1 0,00 4 0,01 3 0,0 19 0,1 0 0,00 0 0,00 5 0,0 0,01 0,0 0 0 0 0 9 0,0 23 0,0

Total mercado

liberalizado1.610.017 100 31.570 100 1.528.489 100 28.126 100 356.938 100 11.101 100 237.485 100 3.950 100 35.440 100 2.010 100 3.768.369 100 76.757 100

CUADRO 2B . Segmentación de la contratación en el mercado de electricidad liberalizado por Grupos de empresas o empresas de Distribución (1º semestre 2008)

Contratación en el

mercado liberalizado

Grupo empresarial o empresa de distribución

Iberdrola Endesa Unión Fenosa Cantábrico D. E. ON TOTAL

110

110

3.4. - Información sobre suministros y precios en el mercado



Endesa Energía, S.A.34,30%

Iberdrola, S.A.20,97%

Gas natural15,71%

Otras comercializadoras11,87%

Cantábrico Energía9,52%

Fortia3,65% Viesgo

1,67%

Naturgas Comercial. S,A.1,11%

Atel Energía0,77%

Céntrica Energía0,36%

Hispaelec Energía0,06%

Cuotas de participación (por energía) de las comercializadoras en el mercado

111

111

3.4. - Información sobre suministros y precios en el mercado



Comercializador Otros

del mismo grupo Comercia-

Tipo de consumidor Total % En mercado % que el distribuidor % lizadores %

Domésticos 36.556 32 5.619 15,37 4.813 86 806 14

PYME´s baja 20.376 18 15.416 75,66 10.916 71 4.500 29

Med ten<36KV 33.128 29 32.613 98,45 17.027 52 15.587 48

Alta ten>36KV 23.236 21 23.216 99,91 8.747 38 14.469 62

Total 113.296 100 76.864 67,84 41.502 54 35.362 46

CUADRO 5 Cambio de comercializador. Energía GWh. 1º semestre 2010

Comercializador Otros

del mismo grupo Comercia-

Tipo de consumidor Total % En mercado % que el distribuidor % lizadores %

Domésticos 24.618.700 94,5 2.730.481 11,09 2.285.906 84 444.575 16

PYME´s baja 1.336.977 5,1 947.977 70,90 785.598 83 162.379 17

Med ten<36KV 98.896 0,4 90.902 91,92 66.126 73 24.776 27

Alta ten>36KV 2.210 0,01 2.115 95,70 1.078 51 1.037 49

Total 26.056.783 100 3.771.475 14,47 3.138.708 83 632.767 17

CUADRO 4 Cambio de comercializador. Número de consumidores. 1º semestre 2010

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4.- La información del mercado minorista

Comercializadores y ofertas

SalirInicio Indice

La información en el mercado minorista; Comercializadores

114

La contratación del suministro de último recurso. Comercializadores autorizados

Listado de comercializadores de último recurso, publicado por la CNE

en virtud de la D.T. Primera del RD 485/2009

115

Listado de comercializadores en el libre mercado publicado por la CNE

en virtud de la D.T. Primera del RD 485/2009 – Comercializadores en el mercado liberalizado

La contratación del suministro en el mercado liberalizado. Comercializadores

autorizados

SalirInicio Indice

La información en el mercado minorista

El comparador de ofertas en la CNE

117

Comparador web de ofertas. Front office.

Pantalla 1.

ACCESO AL COMPARADOR

www.comparador.cne.es

ACCESO AL VIDEO DEMOSTRACION

http://www.youtube.com/user/videoscne?feature=mhum

http://www.comparador.cne.es/

http://www.youtube.com/user/videoscne?feature=mhum

118

Comparador web de ofertas

Pantalla 2.

Introducción de datos del consumidor

(Código postal, potencia eléctrica, consumo anual de gas y/o electricidad)

119

Comparador web de ofertas.

Pantalla 4.

Resultado. Listado de ofertas y tabla comparativa de importe anual estimado.

120


Pantalla 5.

Detalle de una oferta (1)

Estimación de factura anual

121


Pantalla 6.

Detalle de una oferta (2)

Condiciones generales de la oferta

122

Modelo energético español y estructura de

costes de la electricidad

122

FIN DE LA PRESENTACION, GRACIAS POR SU ATENCION

RAFAEL DURBAN

[email protected]

RAFAEL DURBAN Director de Relaciones Institucionales...

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